Hera

Management Reports • Aug 3, 2023

RELAZIONE SULLA GESTIONE

1.01	TREND DI CONTESTO 1.01.01 Macroeconomico e finanziario 1.01.02 Business, Ambiente, Regolazione, Capitale Umano e Tecnologia	4 4 7
1.02	PRINCIPALI FATTI DI RILEVO 1.02.01 Eventi alluvionali maggio 2023 1.02.02 Eventi di business e finanziari	14 14 15
1.03	SINTESI ANDAMENTO ECONOMICO-FINANZIARIO E DEFINIZIONE DEGLI INDICATORI ALTERNATIVI DI PERFOMANCE	17
	1.03.01 Risultati economici e investimenti	21
	1.03.02 Struttura patrimoniale e indebitamento finanziario riclassificato	26
1.04	TITOLO IN BORSA E RELAZIONI CON L'AZIONARIATO	29
1.05	ANALISI PER AREE STRATEGICHE D'AFFARI	31
1.05.01 Gas		32
	1.05.02 Energia elettrica	36
	1.05.03 Ciclo idrico integrato	40
	1.05.04 Ambiente	44
	1.05.05 Altri servizi	49

BILANCIO CONSOLIDATO GRUPPO HERA

2.01	SCHEMI DI BILANCIO	54
	2.01.01 Conto economico	54
	2.01.02 Conto economico complessivo	55
	2.01.03 Situazione patrimoniale-finanziaria	55
	2.01.04 Rendiconto finanziario	57
	2.01.05 Prospetto delle variazioni del patrimonio netto	58
2.02	NOTE ESPLICATIVE	59
	2.02.01 Introduzione	59
	2.02.02 Performance operativa e finanziaria	63
	2.02.03 Fiscalità	72
	2.02.04 Struttura patrimoniale e finanziaria	76
	2.02.05 Attività di investimento	85
	2.02.06 Investimenti in partecipazioni	91
	2.02.07 Derivati e strumenti assimilati	94
	2.02.08 Fondi e passività potenziali	98
	2.02.09 Capitale circolante operativo	101
	2.02.10 Altre informazioni	111
2.03	SCHEMI DI BILANCIO AI SENSI DELLA DELIBERA CONSOB 15519/2006	116
	2.03.01 Conto economico ai sensi della delibera Consob 15519/2006	117
	2.03.02 Situazione patrimoniale-finanziaria ai sensi della delibera Consob 15519/2006	118
	2.03.03 Rendiconto finanziario ai sensi della delibera Consob 15519/2006	120
	2.03.04 Indebitamento finanziario netto ai sensi della comunicazione Consob Dem/6064293 del 2006	121
	2.03.05 Elenco parti correlate	122
	2.03.06 Note di commento ai rapporti con parti correlate	123
2.04	ELENCO DELLE SOCIETÀ CONSOLIDATE	127
2.05	ATTESTAZIONE DEL BILANCIO CONSOLIDATO AI SENSI DELL'ART. 154-BIS DEL D.LGS. 58/98	129
2.06	RELAZIONE DELLA SOCIETÀ DI REVISIONE	130

TREND DI CONTESTO 1.01

Andamento e previsioni economiche globali .01. 01

Hera, costantemente impegnata ad interpretare i segnali dei contesti in cui opera, è orientata a catturarne una visione di insieme per il proprio futuro e quello dei propri stakeholder. Al fine di anticiparne gli sviluppi, ovvero di operare tramite un originale modello di impresa, capace di innovazione continua e forte radicamento territoriale nel rispetto dell'ambiente, sono identificati di seguito i principali elementi di aggiornamento dei macrotrend dei contesti di riferimento. I driver dominanti dei fenomeni di cambiamento e l'approccio strategico del Gruppo sono presentati nella Relazione finanziaria annuale 2022, a cui si rimanda per una loro più ampia trattazione.

Macroeconomico e finanziario 1.01.01

Dopo quasi un anno dall'invasione dell'Ucraina, nel quarto trimestre 2022 l'attività economica globale ha confermato un progressivo rallentamento rispetto al trend di ripresa avviato nell'anno precedente. La crescita del Prodotto interno lordo (Pil) è rallentata negli Stati Uniti e in Cina; il Pil è ristagnato in Giappone e nel Regno Unito e si è contratto del 2,1% in Russia (rispetto alle previsioni antecedenti al conflitto che stimavano sarebbe cresciuto di quasi il 3%).

Nei primi mesi del 2023 il quadro economico mondiale ha mostrato un ritmo di crescita contenuto negli Stati Uniti e nel Regno Unito, mentre in Cina l'abbandono delle restrizioni connesse alla pandemia ha consentito di avviare una ripresa dell'attività economica.

Il sistema produttivo globale risente tuttora di un'elevata incertezza, associata principalmente alle dinamiche inflazionistiche e alle conseguenti risposte di politica monetaria delle Banche centrali, oltreché alla disponibilità di materie prime, su cui il protrarsi del conflitto bellico incide in maniera particolarmente negativa.

Tali incertezze, accentuate dalle possibili ripercussioni dei recenti episodi di dissesto bancario (Stati Uniti e Svizzera), non escludono il rischio di andamenti meno favorevoli e hanno già portato le istituzioni internazionali a prefigurare un rallentamento della crescita mondiale per l'anno in corso, seppur meno pronunciato rispetto alle previsioni formulate lo scorso autunno, ipotizzando un incremento del Pil pari al 2,6% nel 2023 e del 2,9% nel 2024.

L'Area Euro, la più colpita dagli effetti della guerra in Ucraina principalmente a causa della vicinanza alla zona del conflitto e della dipendenza dalle forniture di gas provenienti dalla Russia, ha registrato un ristagno del Pil nell'ultimo trimestre 2022. Focus sull'Area Euro

Le stime disponibili per il 2023, elaborate prima delle tensioni finanziarie legate al dissesto delle banche già menzionato, indicano un rallentamento della crescita del Pil all'1% (dal 3,5% dello scorso anno), a cui seguirebbe un'accelerazione nel biennio 2024-25 all'1,6% in ciascuno dei due anni.

A causa del forte calo della componente energetica, anche le proiezioni di inflazione al consumo sono state riviste al ribasso rispetto a quelle diffuse lo scorso dicembre, rispettivamente al 5,3% nell'anno in corso, al 2,9% nel 2024 e al 2,1% nel 2025. Secondo le indagini della Commissione Europea, le attese delle famiglie e delle imprese sull'andamento dei prezzi al consumo hanno raggiunto i livelli precedenti la fase di forte rialzo dei prezzi dello scorso anno, mentre la Banca centrale europea (Bce) ha confermato l'obiettivo di riportare la stabilità dei prezzi intorno al 2%, non appena si saranno attenuate le tensioni geopolitiche.

La situazione attuale e le prospettive economiche nazionali

Nel quarto trimestre 2022 la situazione italiana ha ricalcato l'evoluzione dell'area europea interrompendo la propria fase di espansione, soprattutto a causa della contrazione della spesa delle famiglie e delle strozzature lungo le catene di approvvigionamento.

Nei primi mesi del 2023 l'attività economica è lievemente cresciuta, giovando sia della discesa dei costi energetici sia della normalizzazione delle condizioni di approvvigionamento. A trainare la crescita dovrebbero contribuire l'accelerazione degli investimenti, l'aumento delle esportazioni e la flessione delle importazioni, già riscontrate nei primi mesi dell'anno in corso.

Nel primo semestre 2023 la produzione industriale è risultata in espansione, principalmente per effetto dell'aumento della produzione di beni di consumo. Il divario di attività nei settori con elevato impiego di input energetici rispetto al resto del comparto manifatturiero è rimasto comunque elevato. L'espansione del comparto industriale ha influito positivamente sull'offerta di lavoro che, seppur inferiore ai livelli prepandemici, riflette un incremento del numero degli occupati permanenti per il settore privato nel suo complesso, in particolare nei servizi.

Le previsioni di incremento del Pil nazionale risultano essere tuttavia ridimensionate allo 0,6% per il 2023 e all'1,2% sia nel 2024 sia nel 2025.

Nonostante il contesto appena descritto, l'indice di fiducia dei consumatori ha continuato a crescere, sospinto da un miglioramento dei giudizi sulla situazione economica, dalle attese per una riduzione della disoccupazione e sull'andamento dei prezzi. A tal proposito l'inflazione, dopo aver raggiunto un picco alla fine dello scorso anno (12,6%), ha avviato un trend discendente anche a livello nazionale, riflettendo l'attenuazione della componente energetica. I precedenti colli di bottiglia derivanti dalle catene delle forniture energetiche (trasmessi ai relativi prezzi) si stanno progressivamente attenuando, grazie alla flessione delle quotazioni all'ingrosso (ora ritornate ai livelli antecedenti l'invasione dell'Ucraina). L'inflazione al consumo è stimata al 6,5% per l'anno corrente, con una previsione di discesa al 2,6% nel 2024 e al 2% nel 2025.

Nel primo semestre dell'anno, nonostante la crisi del sistema bancario, i mercati azionari hanno registrato un forte rimbalzo dai minimi di fine ottobre dell'anno scorso, con alcuni settori che hanno guidato questa ripresa. In particolare, i settori tecnologico e dei servizi di comunicazione, i più colpiti nel 2022, hanno mostrato una notevole crescita. Inoltre, si sono attenuati i timori di recessione, portando a una normalizzazione del posizionamento degli investitori e a una minore volatilità delle quotazioni dei titoli. I principali indici azionari mondiali hanno infatti registrato incrementi significativi, con rialzi che vanno da circa il 3% al 29%. Sul fronte del mercato primario obbligazionario, dopo un rallentamento nella prima parte dell'anno, si sono registrati segni di ripresa e, sebbene la volatilità sui tassi fosse piuttosto elevata, le condizioni di mercato sono rimaste particolarmente stabili e supportive. È cresciuta altresì la domanda degli investitori verso società con solido rating, soprattutto per quelle attive nel settore delle utility e su titoli con bassa duration (2-5 anni). Nel corso del secondo trimestre si è riaperto il mercato di emissioni obbligazionarie su più lunghe durate, 8-10 anni, a conferma di uno scenario di ripresa verso la normalizzazione e la stabilità. I mercati finanziari

Politica monetaria delle Banche Centrali

Nel corso del primo semestre la Bce ha continuato la sua politica monetaria restrittiva, iniziata nel corso dell'anno precedente, con ulteriori incrementi dei tassi di interesse che hanno portato il livello di riferimento al 4%. La Bce ha rivisto al ribasso le prospettive di crescita economica del prossimo bienno e rivisto al rialzo la previsione dell'inflazione al 5,1% per il 2023. Nell'ultimo meeting di giugno è stato escluso un mutamento sostanziale delle prospettive di inflazione. La visione predominante sostiene l'improbabilità che la Banca centrale europea possa comunicare, nel prossimo futuro, il raggiungimento del picco dei tassi di interesse. Per questo motivo è stato affermato che la politica monetaria dovrà essere decisa riunione per riunione, rimanendo "dipendente dai dati".

Anche la Banca centrale inglese (Boe) ha alzato il costo del denaro di 50 punti base nel meeting del 22 giugno, a differenza delle attese che stimavano un rialzo di soli 25 punti base. Diversamente dalle previsioni della Bce, l'inflazione attesa dalla Boe è in significativo calo nel corso dell'anno, soprattutto come riflesso dell'evoluzione dei prezzi dell'energia. Oltreoceano la Fed, invece, durante il suo meeting di giugno, ha deciso di sospendere gli aumenti dei tassi di interesse, per la prima volta dopo dieci rialzi consecutivi, lasciandoli quindi invariati al 5,00%-5,25%. Tuttavia, prevale una visione del mercato che vede un ulteriore incremento di 25 punti base a luglio, sulla base di una crescita sempre solida e un livello di inflazione che stenta a riassestarsi verso il 2%.

Rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente, la curva dei tassi di interesse dell'area euro mostra un andamento in crescita su tutte le scadenze. In particolare, si è registrato un rialzo di circa 380 punti base medio sul tratto a breve termine (1-6 mesi) e di circa 180 punti base sul tratto di medio-lungo termine (2-15 anni). Si evince, inoltre, un fenomeno inconsueto rispetto al normale andamento della curva dei tassi: steepening sul tratto a breve della curva con picco al 3,9% e andamento flat sui tassi swap di medio-lungo termine intorno al 3,0%. In giugno, lo scenario forward a 1 anno presenta un'ulteriore crescita sui tassi di breve termine, mentre si mantiene su livelli flat intorno al 3% il tratto dei tassi di medio-lungo termine per tutta la restante parte del 2023. Tassi di interesse

Spread Hera vs Spread Sovrano

Nonostante l'interruzione degli acquisti sul mercato secondario dei Corporate Bond da parte della BCE (quantitative easing) che ha determinato un incremento degli spread Corporate, lo spread Hera al 30 giugno 2023 è in riduzione di circa 62 bps rispetto l'anno precedente, grazie sia al recupero del settore Utilities sia per la confermata solidità del Gruppo e del relativo merito creditizio da parte delle Agenzie di rating e da parte degli investitori.

Lo spread Sovrano si è ridotto rispetto l'anno precedente di circa 24 bps, nonostante il picco raggiunto a settembre dello scorso anno, grazie al miglioramento della view su rischio default Sovrano.

Il differenziale dello spread Hera vs spread Sovrano in giugno si ampia di 44 bps rispetto l'anno precedente da 6 bps a 44 bps, con il rendimento del decennale italiano al 4,07% (-71 punti base rispetto a quello di dicembre 2022) e quello del decennale tedesco al 2,39% (-18 punti base rispetto a quello di dicembre 2022).

*Spread Benchmark Bond 2030-2034

Business e regolazione 1.01.02

Nell'attuale instabile contesto energetico nazionale e internazionale, caratterizzato dal protrarsi del conflitto russo-ucraino ovvero dai rischi connessi alla ridotta disponibilità di gas russo, prosegue il trend ribassista iniziato nei primi mesi del 2023 delle quotazioni di greggi e combustibili, rispetto ai livelli di prezzo della seconda metà del 2022. Nel primo semestre del 2023 i prezzi energetici hanno mostrato una significativa riduzione rispetto all'anno precedente in linea con il calo dei prezzi spot del gas naturale. Pur permanendo condizioni di prezzo più elevate rispetto al passato, si assiste nei primi sei mesi del 2023 ad un graduale ritorno verso livelli più contenuti, rispetto a quelli storici, grazie ad un graduale ribilanciamento della dinamica globale di domanda-offerta e grazie anche agli investimenti specifici per nuova capacità di approvvigionamento. Business

Nei primi sei mesi del 2023, l'indice dei prezzi per il gas naturale all'hub olandese (Ttf), assunto come riferimento dei prezzi dei mercati spot a breve termine europei, mostra un decremento del 53% rispetto allo stesso periodo del 2022. Le informazioni rese disponibili dal gestore della rete di trasporto nazionale del gas (Snam Rete Gas Spa) mostrano un calo del 15,1% dei consumi di gas naturale rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente, che si sono assestati a circa 33 miliardi di mc (38,9 miliardi di mc nei primi sei mesi del 2022). I cali più significativi dei consumi sono ascrivibili alla domanda civile, che ammonta a 15,6 miliardi di mc (-2,7 miliardi di mc rispetto allo stesso periodo del 2022), alla generazione elettrica, con volumi pari a 9,9 miliardi di mc (-2,9 miliardi di mc rispetto allo stesso periodo del 2022). E' risultata in calo anche la domanda industriale seppur per volumi più contenuti (-0,7 miliardi di mc rispetto allo stesso periodo del 2022). La domanda è stata soddisfatta, in termini di immesso in rete, per il 96,05% dalle importazioni di gas e per la parte residuale dalla produzione nazionale e facendo ricorso allo stoccaggio.

Il Mercato del giorno prima dell'energia elettrica (Mgp), nel primo semestre 2023, ha evidenziato una flessione del prezzo del -45% rispetto allo stesso periodo dell'esercizio 2022. I dati messi a disposizione dalla società che gestisce la rete di trasmissione nazionale (Terna Spa) mostrano che i consumi di energia elettrica dei primi sei mesi dell'anno hanno subito una riduzione del -5,3%, risultando pari a 150,5 TWh (159 TWh nello stesso periodo dell'anno precedente). Nel complesso la domanda è stata soddisfatta per l'83,4% dalla produzione nazionale, che ha registrato un decremento rispetto allo stesso periodo del 2022, mentre il saldo con l'estero si è attestato a 25 TWh.

Nei primi sei mesi del 2023 la produzione nazionale netta da fonti rinnovabili è stata pari al 36,5% della produzione netta totale, per un volume pari a 45,9 TWh, superiori ai 43,3 TWh prodotti nello stesso periodo 2022. La quota di consumi soddisfatta dalle rinnovabili è stata pari al 30,5%, in aumento rispetto ai volumi registrati al 30 giugno 2022, per l'incremento della produzione idroelettrica (+16%), fotovoltaica (+4,3%); in calo risultano invece la produzione eolica (-2,6%) e geotermica (-3%) che subiscono un decremento globale di -0,38 TWh. Risulta essere particolarmente rilevante il calo della produzione termoelettrica, che rispetto allo stesso periodo dello scorso anno, si riduce di -15,8Wh.

Per quanto concerne il settore ambientale, relativamente alle dinamiche di mercato, il segmento utilities è stato caratterizzato dall'aumento della pressione competitiva proveniente da operatori esteri (soprattutto nord-europei) con disponibilità impiantistica in aumento e dalla contrazione dei costi logistici intermodali, fattori che hanno impattato sui prezzi, compresi quelli delle frazioni secche. Sul territorio nazionale si segnala la diminuzione dei prezzi e delle quantità di scarti gestiti dal Consorzio nazionale per la raccolta, riciclo e recupero degli imballaggi in plastica; probabilmente per un effetto combinato della minore produzione del settore della plastica e dell'aumento dell'export diretto

Nel primo semestre del 2023, il contesto normativo e regolamentare di riferimento per i diversi ambiti del business aziendale è stato influenzato principalmente dalle novità introdotte sulle tematiche riguardanti il registro elettronico nazionale per la tracciabilità dei rifiuti e la gestione dell'emergenza metereologica che ha colpito l'Emilia-Romagna. Evoluzione del quadro regolatorio

Venendo agli aspetti normativi-regolatori, tra gli atti di maggior rilievo dei primi sei mesi del 2023, si segnalano:

• le misure a sostegno delle famiglie e delle imprese per l'acquisto di energia elettrica e gas naturale, (cosiddetto D.L. "bollette");

• la disciplina dei criteri e delle modalità per il superamento del servizio di maggior tutela elettrico;

• le disposizioni di Arera per la rimozione del servizio di tutela del gas naturale;

• l'introduzione dei criteri e principi generali della Regolazione per obiettivi di spesa e di servizio per il periodo 2024-2031 inerente i servizi infrastrutturali regolati dei settori elettrico e gas;
• le disposizioni Arera relative ai nuovi piani di sviluppo per un modello selettivo degli investimenti nella rete di distribuzione dell'energia elettrica;
• gli orientamenti dell'Autorità per l'aggiornamento del testo integrato delle connessioni attive (TICA) finalizzati alla semplificazione e all'efficientamento delle procedure;
• le sentenze del TAR di Milano di annullamento parziale della delibera 570/19/R/gas relativamente alla disciplina tariffaria della distribuzione gas del quinto periodo regolatorio (2020-2025);
• l'avvio del procedimento per la determinazione del nuovo metodo tariffario idrico per il prossimo periodo regolatorio 2024-2027;
• il contenzioso amministrativo avverso il metodo tariffario rifiuti (MTR-2) per il secondo periodo regolatorio (2022-2025);
• le proposte Arera per la determinazione dei costi efficienti della raccolta differenziata dei rifiuti urbani, del trasporto, delle operazioni di cernita e definizione di standard tecnici e qualitativi per smaltimento e recupero;
• gli orientamenti finali per lo schema tipo di contratto di servizio tra enti affidanti e gestori del servizio dei rifiuti urbani;
• gli orientamenti per l'aggiornamento biennale 2024-25 del metodo tariffario rifiuti (MTR-2);
• le misure normative per fronteggiare l'emergenza provocata dagli eventi alluvionali verificatisi nel mese di maggio 2023.

Misure a sostegno per l'acquisto di energia elettrica e gas per il secondo trimestre 2023 ("DL Bollette")

Tra gli interventi normativi di rilievo per il settore, si segnala la legge di conversione del cosiddetto D.L. "Bollette" ("Conversione in legge, con modificazioni, del decreto-legge 30 marzo 2023, n. 34, recante misure urgenti a sostegno delle famiglie e delle imprese per l'acquisto di energia elettrica e gas naturale, nonché in materia di salute e adempimenti fiscali", Legge n. 56/2023 di conversione del D.L. n. 34/2023). Le disposizioni attengono al rafforzamento del bonus sociale elettrico e gas, la riduzione dell'IVA e degli oneri generali nel settore del gas per il secondo trimestre dell'anno 2023, il bonus che scatterà in autunno nel caso il prezzo del gas superi i 45 euro/MW, la conferma del credito d'imposta per imprese per l'acquisto di energia elettrica e gas naturale e la garanzia sui crediti concessi alle imprese agricole.

Percorso di superamento della maggior tutela elettrica

In tema di superamento del servizio di maggior tutela elettrica, il Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica (Mase) è intervenuto approvando la disciplina dei criteri e delle modalità per l'ingresso consapevole dei clienti domestici nel mercato libero dell'energia elettrica (D.M. del 18 maggio 2023, n. 169). Tra i punti salienti, viene prevista l'assegnazione del servizio a tutele graduali (Stg) a mezzo di aste solo per i clienti domestici non vulnerabili, per un periodo non superiore a quattro anni. È inoltre stata fissata una soglia massima di aree territoriali aggiudicabili da ciascun operatore in misura del 30% e la conferma del meccanismo "di opt-out" al termine del servizio, già in vigore per le microimprese, che prevede che per i clienti domestici che al termine del servizio a tutele graduali non avranno scelto autonomamente un venditore sul mercato libero, saranno riforniti dal venditore del servizio uscente, all'offerta di mercato più conveniente. Questo meccanismo viene esteso anche alle piccole imprese, ma al termine del prossimo periodo di assegnazione. Per i clienti vulnerabili continuerà invece ad essere applicato il servizio di maggior tutela fino all'adozione della tariffazione specifica di cui al d.lgs. n. 210/2021, compito posto in capo ad Arera entro il 10 gennaio 2024. Il regime di tariffazione specifico proseguirà non oltre il 1° aprile 2027, data da cui anche per i clienti vulnerabili il servizio a tutele graduali assolverà funzioni di ultima istanza.

Sulla scorta degli indirizzi del predetto decreto, Arera con proprio documento di consultazione 212/2023/R/eel, ha sviluppato le proposte per l'affidamento del servizio a tutele graduali per i clienti domestici non vulnerabili che si troveranno senza un fornitore alla data della rimozione del servizio di maggior tutela. La proposta si traduce essenzialmente in un'assegnazione tramite un modello di asta a turno unico in busta chiusa (sealed bid) simultanea per tutte le aree territoriali, diversamente quindi da quanto applicato nel caso della selezione dei gestori STG per le microimprese. Arera intende inoltre fissare una durata pari a tre anni dell'assegnazione del servizio (dal 1° aprile 2024 al 31 marzo 2027). Tale arco temporale, secondo il regolatore, consentirebbe infatti agli esercenti di coprire i costi associati all'erogazione di un servizio a carattere temporaneo e al contempo darebbe loro un congruo lasso di tempo per cercare di contrattualizzare nel mercato libero i clienti finali riforniti nel STG, fermo restando che, alla fine del periodo di assegnazione di detto servizio, i clienti finali ancora ivi riforniti saranno comunque contrattualizzati nel libero mercato dai rispettivi esercenti, in una logica di silenzio assenso.

In vista della rimozione del servizio di tutela Gas, prevista a decorrere dal 10 gennaio 2024, Arera ha attuato le disposizioni di cui al Decreto "Aiuti bis" (D.L. 9 agosto 2022, n. 115), prevedendo un percorso di graduale superamento del servizio medesimo (deliberazione 100/2023/R/com). In particolare, la delibera ha introdotto sia le modalità per la rimozione del servizio di tutela gas che della identificazione dei clienti vulnerabili come definiti dal Decreto stesso. Sono state inoltre introdotte disposizioni in merito agli obblighi informativi dei venditori verso i clienti finali concernenti la rimozione del servizio e sui diritti dei clienti vulnerabili. Sono stati infine previsti interventi sul Codice di condotta commerciale gas e sul Portale offerte, conseguenti alla rimozione della tutela di prezzo. Rimozione del servizio di tutela gas

Distribuzione di energia elettrica e gas

A valle del percorso di consultazione avviato nel 2021, Arera ha approvato con la delibera 163/2023/R/com, il Testo integrato dei criteri e dei principi generali della Regolazione per obiettivi di spesa e di servizio ("Ross") per il periodo 2024-2031 (TIROSS 2024-2031), attualmente costituito dalle disposizioni generali (Parte I) e dalle linee generali del metodo Ross nell'accezione "base" (Parte II). Il completamento del Ross con la Parte III, dedicata al Ross "integrale", è previsto entro la fine dell'anno. Obiettivo della nuova regolazione è di indirizzare in maniera efficiente le risorse, eliminando le distorsioni degli attuali strumenti regolatori nelle scelte di investimento delle imprese. Il percorso verso il nuovo metodo inizierà con una versione semplificata, chiamata Ross-base, che sarà applicata dal 2024 agli operatori della distribuzione elettrica e dal 2026 alle imprese della distribuzione gas. Risultano sostanzialmente confermate le prospettazioni del Dco 655/2022/R/com riguardo i criteri di determinazione del costo riconosciuto secondo l'approccio Ross-base: la spesa effettiva (totale) dei distributori sarà confrontata annualmente con una spesa di riferimento definita da Arera (cosiddetto baseline di spesa totale); il recupero di efficienza totale sarà in parte allocato alla gestione operativa e in parte agli investimenti e le eventuali efficienze/inefficienze conseguite saranno condivise con gli utenti secondo opportuni meccanismi differenziati. Il trattamento tariffario dello stock di capitale esistente alla data di passaggio alla nuova metodologia sarà infine attuato in continuità di criteri.

Nuovi piani di sviluppo delle reti elettriche per un modello selettivo degli investimenti

La delibera 296/2023/R/eel, confermando gli orientamenti del documento di consultazione 173/2023/R/eel, ha disposto per le imprese distributrici con più di 100 mila clienti finali, le regole di predisposizione dei nuovi Piani di sviluppo (Pds) delle reti elettriche, che risulteranno di gran lunga più articolati rispetto a quelli attuali. L'obiettivo è un modello di sviluppo selettivo degli investimenti nella rete di distribuzione dell'energia elettrica, in progressivo coordinamento con il nuovo approccio tariffario Ross. I nuovi Pds dovranno essere elaborati e trasmessi sia al Mase e che ad Arera previa consultazione pubblica. Dovranno essere inoltre redatti in coerenza con il piano di sviluppo di Terna e in coordinamento con essa, avranno cadenza biennale e orizzonte quinquennale; riporteranno il fabbisogno di flessibilità con comparazione dei costi delle misure di investimento e flessibilità e le infrastrutture necessarie per collegare nuova capacità di generazione. Per i piani di Sviluppo 2023, da trasmettere entro il corrente anno ad Arera, si configura un regime transitorio contenente alcuni iniziali elementi in risposta ai requisiti del decreto legislativo 210/21. A regime, e quindi dal 2025, sarà prevista, oltre a contenuti di maggior dettaglio, un'integrazione con i meccanismi regolatori di tipo output-based.

Orientamenti per l'aggiornamento del Testo Integrato delle Connessioni Attive.

Il documento per la consultazione 301/2023/R/eel reca gli orientamenti dell'Autorità finalizzati alla semplificazione e all'efficientamento delle procedure di connessione per gli impianti di produzione, differenziando, da un lato, fra nuove richieste di connessione e le richieste di adeguamento delle connessioni esistenti e, dall'altro, fra tipologie di interventi – semplici e complessi – da eseguire sull'infrastruttura, funzionali alla connessione degli impianti. Le modifiche proposte hanno la finalità di snellire il processo di connessione individuando dei percorsi semplificati e più rapidi per tutti i soggetti coinvolti.

Sentenze Tar della Lombardia di annullamento parziale della delibera 570/19 sulla disciplina tariffaria della distribuzione gas

Nel corso del primo semestre 2023 il Tar della Lombardia ha proceduto a pubblicare alcune sentenze in merito ai ricorsi amministrativi effettuati da vari operatori contro la delibera 570/2019/R/gas, relativa all'aggiornamento del quinto periodo regolatorio tariffario (2020-25) della distribuzione gas. Tra i motivi dei ricorsi accolti dai giudici amministrativi, il principale verte sul riconoscimento dei costi operativi, su cui il Tar della Lombardia ha rilevato il difetto di istruttoria da parte di Arera in fase di consultazione, oltre che l'illegittimità del metodo tariffario elaborato, che non coglierebbe le differenze nella struttura dei costi delle aziende e non consentirebbe di intercettare l'incidenza sugli stessi costi derivante da shock ambientali o dai prezziari regionali dei fattori produttivi. Il tenore delle sentenze pubblicate non è direttamente interpretabile nei suoi effetti, anche perché Arera ha stabilito di appellarle al Consiglio di Stato. La sentenza relativa all'impugnativa effettuata da Inrete Distribuzione Energia Spa non è ancora stata pubblicata.

Per quanto riguarda il servizio idrico integrato, Arera con delibera 64/2023/R/idr ha avviato il procedimento per la revisione del metodo tariffario a valere dal 2024 fino al 2027 (c.d. MTI-4) e ha pubblicato contestualmente il valore del costo medio di settore per il riconoscimento delle spese sostenute per l'approvvigionamento dell'energia elettrica nell'anno 2022 (pari a 285 €/MWh). Nel documento viene inoltre affermato che potrebbero essere estesi anche per l'anno 2022 gli strumenti introdotti per il 2021 volti a mitigare gli effetti dello straordinario aumento dei costi energetici. Saranno previsti poi ulteriori meccanismi per incrementare l'efficienza gestionale e misure per promuovere scelte innovative tese a favorire gli obiettivi di sostenibilità energetica e ambientale, quali interventi di efficientamento energetico, interventi volti alla riduzione dell'utilizzo della plastica, al recupero di materie prime, al riuso dell'acqua e alla riduzione dei fanghi smaltiti in discarica. Servizio idrico integrato

Il Tar della Lombardia (Sezione Prima) ha annullato (con sentenza del 24 febbraio 2023, n. 486, del 27 febbraio 2023, n. 501 e del 6 marzo 2023, n. 578) la Delibera di Arera «Metodo tariffario rifiuti (MTR-2) per il secondo periodo regolatorio 2022-2025» relativamente alla parte in cui disciplina i criteri di definizione degli impianti di trattamento "minimi". Le sentenze del Tar, pur muovendo da proponenti e interessi differenti, sono riconducibili al medesimo istituto giuridico introdotto da Arera, e in particolare la disciplina dei criteri di definizione degli impianti di trattamento "minimi", asserviti cioè alla chiusura del ciclo dei rifiuti urbani del territorio regionale di pertinenza. A parere del Tar, la disciplina introdotta da Arera in materia di impianti minimi lede le competenze costituzionali dello Stato e delle Regioni, le sole titolate a definire gli impianti di preminente interesse nazionale (quindi con le caratteristiche di "impianto minimo"). In conseguenza di ciò, Arera ha proposto appello avverso le sentenze del Tar della Lombardia in parola. Ciclo integrato dei rifiuti

Proposte per i costi efficienti della raccolta differenziata dei rifiuti urbani, del trasporto, delle operazioni di cernita e definizione di standard tecnici e qualitativi per smaltimento e recupero

alla determinazione dei costi efficienti della raccolta differenziata, del trasporto, delle operazioni di cernita e delle altre operazioni preliminari, nonché alla definizione di standard tecnici e qualitativi per lo svolgimento dell'attività di smaltimento e di recupero. Arera intende introdurre azioni volte ad assicurare che i soggetti destinatari degli obblighi di responsabilità estesa del produttore sopportino oneri coerenti con quelli riconducibili ai prodotti che immettono nel mercato nazionale, rafforzando gli incentivi alla promozione dell'efficienza delle attività di raccolta e trasporto svolte sul territorio e introducendo forme di trasparenza sui costi per un efficace disegno di meccanismi volti alla copertura dei costi efficienti delle attività connesse alla raccolta differenziata. Inoltre, Arera intende promuovere un miglioramento delle performance degli impianti di riciclo eventualmente in grado di compensare, almeno in parte, una minore qualità della raccolta differenziata in una logica di redistribuzione lungo tutta la filiera degli sforzi per il raggiungimento dei target euro-unitari in materia, e tendendo, in generale, a garantire l'affidabilità del sistema infrastrutturale di recupero e smaltimento, attraverso l'individuazione di standard tecnici e qualitativi.

Con il documento di consultazione 214/2023/R/RIF l'Autorità ha disposto i propri orientamenti in merito

Orientamenti per lo shema tipo di contratto di servizio tra enti affidanti e gestori del servizio rifiuti

Nel documento di consultazione 262/2023/R/rif Arera illustra gli orientamenti finali per lo schema tipo di contratto di servizio per la regolazione dei rapporti fra enti affidanti e gestori del servizio dei rifiuti urbani. Il provvedimento in parola segue il documento per la consultazione 643/2022/R/RIF relativo all'impostazione e ai criteri generali per la definizione dello schema tipo di contratto di servizio tra enti affidanti e gestori del servizio rifiuti urbani (una o più attività della filiera). In questo ulteriore documento di consultazione sono illustrati gli orientamenti finali che si intendono adottare nella regolazione degli schemi tipo di contratti di servizio. Lo schema tipo riguarda la regolazione dei rapporti tra enti affidanti e i gestori del servizio integrato di gestione dei rifiuti urbani oltre che i gestori di uno dei servizi che lo compongono; inoltre, con i dovuti adattamenti, tratta tutte le modalità di gestione stabilite per l'affidamento del servizio dalla normativa vigente (affidamento a terzi mediante procedura a evidenza pubblica; affidamento a società mista; affidamento a società in house).

Orientamenti per l'aggiornamento biennale 2024-25 del metodo tariffario rifiuti (MTR-2)

Il documento per la consultazione 275/2023/R/rif illustra gli orientamenti dell'Autorità per l'individuazione delle modalità necessarie a procedere all'aggiornamento biennale dei piani economicofinanziari (secondo quanto previsto dagli articoli 7 e 8 della deliberazione 363/2021/R/RIF - Metodo Tariffario Rifiuti per il secondo periodo regolatorio, MTR-2). Nello specifico, si sottopongono a consultazione le modalità di aggiornamento delle componenti di costo ammesse al riconoscimento tariffario sulla base dei dati desumibili dal bilancio dell'anno (a-2), e della ridefinizione di taluni parametri quantitativi. Si cerca inoltre di integrare il vigente sistema di regole tariffarie in ragione della necessità di ridurre il rischio che, in numerosi contesti territoriali, il riconoscimento a consuntivo dei costi – con particolare riferimento all'andamento dei prezzi dei fattori della produzione a partire dal 2022 – possa non trovare copertura nell'ambito del limite alla variazione delle entrate tariffarie per il servizio integrato di gestione dei rifiuti urbani, di cui al comma 4.1 del MTR-2 , identificando meccanismi che assicurino, per un verso, la continuità del servizio e, per un altro, la sostenibilità dei corrispettivi all'utenza finale.

Misure normative per fronteggiare l'emergenza Alluvione

A fronte dell'emergenza innescata dagli eventi alluvionali che si sono verificati nella zona dell'Emilia-Romagna e in altre aree limitrofe, il Governo e Arera hanno stabilito alcuni provvedimenti per fare fronte alle impellenti situazioni di difficoltà nei territori interessati.

Con riferimento alle forniture di energia elettrica e gas, al servizio idrico e al ciclo integrato dei rifiuti urbani, Arera, con propria deliberazione 216/2023/R/com, in analogia a quanto accaduto in altre situazioni emergenziali, ha disposto, a decorrere dal 1° maggio 2023, la sospensione dei termini di pagamento delle fatture emesse o da emettere e la disapplicazione della disciplina delle sospensioni per morosità, demandando la definizione del perimetro territoriale di applicazione a successivi provvedimenti normativi.

Con il cd D.L. "Alluvione" ("Interventi urgenti per fronteggiare l'emergenza provocata dagli eventi alluvionali verificatisi a partire dal 1° maggio 2023", D.L. 61 del 1° giugno 2023) il Governo ha identificato il perimetro territoriale cui sono riferite le sospensioni dei termini di pagamento già previste da Arera, dando mandato alla stessa di disciplinare le tempistiche del termine della sospensione dei pagamenti delle fatture, prevista per un periodo non superiore a sei mesi a decorrere dal 1° maggio 2023. L'elenco delle aree comprese nel perimetro di sospensione dei termini di pagamento riguarda 91 Comuni o loro frazioni ubicati nelle province di Ferrara, Bologna, Forlì-Cesena, Ravenna, Rimini, Pesaro-Urbino, Firenze.

A seguito del D.L. 61/2023, Arera è intervenuta con ulteriori disposizioni, che hanno identificato in quattro mesi il periodo di vigenza della sospensione dei termini di pagamento delle bollette o avvisi di pagamento precedentemente determinata dal Regolatore, chiarendo la possibilità di una estensione di tale periodo fino ad un massimo di 6 mesi, previa una più puntuale delimitazione da parte delle autorità competenti delle aree territoriali maggiormente danneggiate dagli eventi metereologici avversi. L'Autorità è inoltre intervenuta con la definizione dei meccanismi di rateizzazione successiva alla scadenza della sospensione dei termini di pagamento e dei meccanismi di anticipazione finanziaria a beneficio degli operatori coinvolti.

Si riporta di seguito lo schema temporale dei principali periodi regolatori e correlati provvedimenti di riferimento di Arera per i settori di attività del Gruppo: eriodi regolatori tari ari

Nella tabella seguente si riportano infine i principali riferimenti tariffari per ciascun settore regolato, sulla base del quadro normativo in vigore nell'anno 2023 e previsti fino alla fine degli attuali periodi regolatori:

	Distribuzione e misura gas naturale	Distribuzione e misura energia elettrica	Servizio idrico integrato	Ciclo integrato rifiuti
Periodo regolatorio	2020-2022 I sotto periodo del V periodo regolatorio (delibera 570/19)	2016-2019 I sotto periodo del V periodo regolatorio (delibera 654/15)	2016-2019 II periodo regolatorio (delibera 664/15)	2018-2021 Il periodo regolatorio (delibera 443/19) (1)
	2023-2025 II sotto periodo del V periodo regolatorio (delibera 737/22)	2020-2023 II sotto periodo del V periodo regolatorio (delibera 568/19)	2020-2023 III periodo regolatorio (delibera 580/19)	2022-2025 II periodo regolatorio (delibera 363/21) (2)
Governance regolatoria	Singolo livello (ARERA)	Singolo livello (ARERA)	Doppio livello (Ente di Governo d'Ambito, ARERA)	Doppio livello (Ente territorialmente competente, ARERA)
Capitale investito riconosciuto ai fini regolatori (Rab)	Costo storico rivalutato (distribuzione)	Riconoscimento parametrico per asset fino al 2007	Costo storico rivalutato	Costo storico rivalutato
	Media ponderata tra costo effettivo e costo standard (misura)	Costo storico rivalutato per asset dal 2008
	Riconoscimento parametrico (capitale centralizzato)
Lag regolatorio riconoscimento investimenti	1 anno	1 anno	2 anni	2 anni
Remunerazione del capitale investito (3)	Anno 2019 6,3% Distribuzione 6,8% Misura	Anni 2019-2021 5,9%	Anni 2018-2019 5,31%	Anni 2020-2021 6,3%
(real, pre-tax)	Anni 2020-2021 6,3% Distribuzione e		Anni 2020-2021 5,24%	+1% per investimenti dal 2018, a copertura del lag regolatorio
	Misura Anno 2022-2023 5,6% Distribuzione e	Anno 2022-2023 5,2% Distribuzione e Misura	Anni 2022-2023 4,8%	Anni 2022-2025 (4) 5,6% Raccolta (conguagliato
	Misura		+1% per investimenti dal 2012, a copertura del lag regolatorio	in sede di predisposizioni tariffarie per gli anni 2024- 2025, fino ad allora 6,3%)
				6,0% Trattamento
Costi operativi riconosciuti	Valori medi costi effettivi per raggruppamenti di imprese	Valori medi costi effettivi di settore su base 2014 (per ricavi fino al 2019) e 2018	Costi efficientabili: valori effettivi del gestore 2011 inflazionati	Raccolta e Trattamento Costi effettivi gestore con lag regolatorio di 2 anni
	(dimensione/densità), su base 2011 (per ricavi fino al 2019) e 2018	(per ricavi dal 2020)	Costi aggiornabili: valori effettivi con lag 2 anni	Costi aggiuntivi per miglioramento qualità e modifiche perimetro gestione
	(per ricavi dal 2020) (5)	Sharing delle efficienze conseguite rispetto ai	Oneri aggiuntivi per	(natura previsionale)
	Sharing delle efficienze conseguite rispetto ai costi riconosciuti	costi riconosciuti Aggiornamento con price-cap	specifiche finalità (natura previsionale)	Oneri aggiuntivi per specifiche finalità (natura previsionale)
	Aggiornamento con price-cap
Efficientamento annuale	X-factor annuale	X-factor annuale	Meccanismo di efficientamento basato
costi operativi	Anno 2019 Distribuzione: 1,7% imprese grandi 2,5% imprese medie	Anno 2019 Distribuzione: 1,9% Misura: 1,3%	su: sharing efficienze 2016 del gestore

	Misura e commercializzazione: 0% Dal 2020: Distribuzione: 3,53% imprese grandi 4,79% imprese medie Misura: 0% Commercializzazione: 1,57%	Dal 2020: Distribuzione: 1,3% Misura: 0,7%	Livello di sharing differenziato rispetto alla distanza tra costo effettivo e costo efficiente del gestore
Meccanismi incentivanti		Sharing sui ricavi netti derivanti dal transito della fibra ottica nelle infrastrutture elettriche	Sharing sui costi dell'energia elettrica in base ai risparmi energetici conseguiti; Riconoscimento del 75% della marginalità da attività volte alla sostenibilità ambientale ed energetica	Raccolta Sharing sui ricavi derivanti dalla vendita di materiale ed energia (range 0,3-0,6) e da corrispettivi Conai Trattamento Sharing non esplicitamente riconosciuto dal metodo sebbene riconducibile ai princìpi generali a sostegno dello sviluppo dell'economia circolare
Limite annuale alla crescita tariffaria			Su base asimmetrica e in funzione di: - fabbisogno investitorio - economicità della gestione - variazioni di perimetro	Raccolta Su base asimmetrica e in funzione della presenza di: -variazioni perimetro -miglioramenti livello di qualità del servizio
			Facoltà di istanza a garanzia dell'equilibrio economico finanziario	Trattamento Limite alla crescita meno stringete non essendo previsto il fattore di efficientamento, è funzione di -crescita inflativa -impatto ambientale degli impianti
				Raccolta e Trattamento Facoltà di istanza a garanzia dell'equilibrio economico finanziario

(1) La delibera 443/19 viene applicata ai gestori del ciclo integrato dei rifiuti, comprendendo l'attività di trattamento (a smaltimento o recupero) solo nel caso in cui tali attività siano incluse nel perimetro societario del gestore. È invece rinviata a dedicato provvedimento la regolazione tariffaria dei corrispettivi al cancello degli impianti.

(2) La delibera 363/2021/R/rif ha aggiornato il precedente periodo regolatorio e ha introdotto la regolazione tariffaria per il trattamento laddove si tratti di impianti «minimi», ossia essenziali alla chiusura del ciclo dei rifiuti urbani

(3) Per i settori energetici e il settore rifiuti si fa riferimento alla metodologia Wacc, mentre per il servizio idrico integrato i valori si riferiscono al tasso di copertura degli oneri finanziari e fiscali

(4) Per gli anni 2022-2025, il provvedimento di riferimento per il Wacc del settore dei rifiuti è la delibera 68/2022/R/rif

(5) In merito alla rilevante contrazione del riconoscimento dei costi operativi operata dalla delibera 570/2019, nel mese di febbraio 2020, Inrete Distribuzione Energia Spa, principale distributore del Gruppo, alla stregua di altri operatori del settore, ha impugnato il provvedimento innanzi al Tar Lombardia-Milano.

PRINCIPALI FATTI DI RILIEVO 1.02

Eventi alluvionali maggio 2023 1.02.01

L'alluvione che ha interessato dall'1 al 3 maggio e dal 16 al 1 maggio gran parte dell'Emilia-Romagna ha avuto un impatto devastante sulla Regione e su alcuni territori circostanti.

L'inondazione ha colpito 44 comuni emiliano-romagnoli, principalmente nelle provincie di Ravenna, Forlì-Cesena, Rimini, Bologna, Modena e Reggio Emilia.

Le forti piogge hanno fatto straripare 23 corsi d'acqua, mentre il territorio degli Appennini Tosco-Emiliano e Tosco-Romagnolo è stato interessato da oltre 1.100 tra dissesti e frane.

Gli eventi calamitosi hanno interessato anche le province settentrionali della regione Marche: Pesaro e Urbino, Ancona, Macerata e Fermo, oltre che alcuni comuni della Toscana: Fiorenzuola, Marradi, Palazzuolo sul Senio e Londa.

A fronte di questa emergenza il gruppo Hera si è attivato immediatamente per riportare nei tempi più rapidi possibili alla normale funzionalità i servizi gestiti nei territori colpiti dalla calamità: distribuzione gas, energia elettrica, teleriscaldamento, illuminazione pubblica e servizio idrico integrato, oltre che igiene urbana e smaltimento rifiuti. In particolare, è stato garantito un presidio continuativo attraverso l'immediata costituzione di una task-force di oltre un migliaio di operatori e 250 mezzi che, oltre a intervenire sulle dotazioni impiantistiche, hanno fornito il loro supporto alle popolazioni colpite, collaborando con i presidi della Protezione civile e delle forze dell'ordine.

A oggi nei territori colpiti sono state raccolte oltre 70.000 tonnellate di rifiuti, ancora in fase di smaltimento, generatisi come conseguenza degli allagamenti, equivalenti alle quantità che normalmente vengono raccolte nelle stesse aree in un periodo di 10 mesi. Inoltre, sono stati ripristinati i servizi idrico integrato, distribuzione gas, teleriscaldamento e illuminazione pubblica, per la quasi totalità dei clienti. In particolare, le utenze del servizio idrico integrato che sono risultate disalimentate assommano a circa 25.000, mentre sono risultati pari a 4.550 e 25.400, rispettivamente, i punti luce e i contatori gas danneggiati e 15 le centrali termiche allagate.

Allo stato attuale, una prima stima dei costi generati dalla calamità, che tiene conto sia dei primi interventi emergenziali, sia dei danni patrimoniali subiti alle dotazioni impiantistiche, ammonta a circa 124 milioni di euro, dei quali circa la metà relativi ai servizi a rete e i restanti facenti capo ai servizi ambientali.

A fronte dell'alluvione il ruppo ha immediatamente attivato i canali associativi, l'autorità regolatoria (Arera), i regolatori territoriali (Egato), oltre che la regione Emilia-Romagna per indirizzare gli interventi a sostegno di famiglie e imprese, oltre che per identificare gli strumenti che dovranno garantire il riconoscimento dei costi più sopra riportati e il mantenimento dell'equilibrio economico-finanziario, attraverso le opportune attività di rendicontazione che saranno definite. Il Gruppo ha inoltre attivato le proprie coperture assicurative e sta collaborando con le compagnie per definire e concordare la stima dei danni subiti alle dotazioni impiantistiche cui dovranno far seguito gli opportuni rimborsi.

Il Governo, con il D.L. 61 del 1° giugno 2023, ha disposto per i comuni colpiti la sospensione dei termini di versamento della Tari in scadenza nel periodo dal 1° maggio 2023 al 31 agosto 2023, e ha dato mandato all'Arera di disciplinare le modalità per la sospensione temporanea dei termini di pagamento delle fatture emesse, o da emettere, ovvero degli avvisi di pagamento con scadenza nel predetto periodo, relativamente ai servizi: gas, energia elettrica, idrico e rifiuti.

A fronte di tale decreto l'Arera è intervenuta indicando in quattro mesi (a partire dal mese di maggio) il periodo di sospensione dei termini di pagamento delle bollette, definendo la possibilità di rateizzarle automaticamente, senza discriminazione e senza applicazione di interessi, ferma restando la facoltà di provvedere al pagamento in un'unica soluzione da parte dei clienti, o di corrispondere gli importi dovuti in base a un piano di rateizzazione da concordare con il fornitore.

A garanzia dell'equilibrio economico-finanziario degli operatori, l'Arera ha inoltre disposto un meccanismo di anticipazioni gratuite, erogabile da parte della Csea, con predisposizione della prima rendicontazione a partire dal 10 luglio 2023. Le successive rendicontazioni dovranno essere presentate entro il 15 di ogni mese fino al termine del mese di ottobre.

La prima dichiarazione presentata dal Gruppo Hera ha definito in 25,6 milioni di euro il valore dell'anticipo spettante.

Considerato quanto più sopra riportato, fatto salvo un delay temporale nell'incasso delle fatture, nel recupero dei costi sostenuti e nel rimborso dei danni subiti per il ripristino degli investimenti necessari, dovuto al perfezionamento delle stime e alla definizione dei processi di rendicontazione nei confronti di autorità preposte e compagnie di assicurazione, si ritiene che gli impatti derivanti dagli eventi calamitosi per il Gruppo siano, nel loro complesso, di entità trascurabile e che questi potranno essere riassorbiti nei prossimi mesi senza generare effetti economici, oltre che patrimoniali-finanziari, significativi sulla struttura del Gruppo.

Eventi di business e finanziari 1.02.02

Sustainability linked bond

Il 20 aprile 2023 è stato emesso da Hera Spa il secondo "sustainability-linked bond" del valore nominale di 600 milioni di euro rimborsabile dopo 10 anni. Anche questo secondo strumento obbligazionario "sustainability-linked", analogamente a quello lanciato nel 2021, ha riscontrato un grande interesse con richieste di sottoscrizione per circa 2, miliardi di euro, pari a 4,5 volte l'offerta. La cedola è prevista a tasso fisso del 4,250%, mentre il rendimento al momento dell'emissione è pari a 4,310%. A partire dalla data di pagamento interessi del 2032, è previsto un eventuale step-up (aumento del tasso di interesse) nel caso in cui la società non dovesse raggiungere gli obiettivi di riduzione delle emissioni di Green House Gas misurata in tonnellate di CO2 (aumento del tasso di 0,30%) e aumento della quantità di plastica riciclata in migliaia di tonnellate (aumento del tasso di 0,20%).

Il "sustainability-linked bond" si inserisce nella strategia del ruppo Hera finalizzata alla riduzione delle emissioni di gas serra e all'aumento dei quantitativi di plastica riciclata. In particolare, il ruppo Hera punta a ridurre le emissioni di gas serra del 37% al 2030 (rispetto al 2019), grazie ad azioni concrete al proprio interno e al coinvolgimento di fornitori e clienti, relativamente alla vendita di energia elettrica e gas: un obiettivo tra i più ambiziosi per un'azienda in Italia, validato dal prestigioso network internazionale Science Based Target initiative (SBTi). Per quel che concerne invece il secondo target, il Gruppo punta ad aumentare del 150% i quantitativi di plastica riciclata al 2030 (rispetto al 2017), anche grazie ai circa 1,2 miliardi di investimenti previsti nel settore ambiente nel Piano industriale 2022-2026. In particolare, la controllata Aliplast, leader nel riciclo delle plastiche, prevede nuovi progetti di sviluppo industriale con investimenti per oltre 80 milioni di euro, sia per ampliare la capacità impiantistica nei segmenti già presidiati (PET riciclato) sia per ampliare il proprio raggio d'azione al recupero delle plastiche rigide con un nuovo impianto.

Le obbligazioni saranno quotate, sin dalla data di emissione, sul mercato regolato di Euronext Dublin, sul mercato regolamentato del Luxembourg Stock Exchange e sul sistema multilaterale di negoziazione ExtraMOT Pro di Borsa Italiana.

Operazioni societarie rilevanti

Il Gruppo Hera, tramite la controllata Herambiente Servizi Industriali Srl, in data 8 marzo 2023 ha acquisito il 60% della società A.C.R. di Reggiani Albertino Spa (A.C.R. Spa), con sede principale a Mirandola (Mo) una delle maggiori realtà italiane attive nel settore delle bonifiche, nel trattamento di rifiuti industriali, nel decommissioning di impianti industriali e nei lavori civili legati all'oil&gas. A.C.R. Spa

L'operazione ha dato vita al primo operatore nazionale nelle attività di bonifica e global service, con una presenza capillare in tutta la penisola italiana. Le sinergie tra la dotazione impiantistica e la strategia multibusiness del Gruppo Hera con la consolidata esperienza in materia di bonifiche ambientali e industriali di A.C.R. Spa rappresentano un unicum a livello nazionale, per know-how e capacità di trattamento rifiuti, in grado di creare importanti e positive ricadute economiche nei settori in cui operano le due realtà. Attraverso la controllata Herambiente Servizi Industriali, il Gruppo Hera conta oggi 18 siti polifunzionali dedicati al trattamento dei rifiuti prodotti dalle aziende e tratta ogni anno 1,3 milioni di tonnellate di rifiuti industriali.

Il Gruppo Hera, tramite la controllata Acantho Spa, e Ascopiave Spa si sono aggiudicate la procedura a evidenza pubblica indetta da Asco Holding Spa per la cessione del 92% delle azioni di Asco TLC Spa, detenute dalla stessa Asco Holding e dalla C.C.I.A.A. di Treviso-Belluno. La partnership tra Ascopiave e Acantho ha previsto la partecipazione a tale gara con quote rispettivamente del 60% e del 40%. Asco TLC

Asco TLC, società attiva dal 2001 nella prestazione di servizi Ict principalmente a clienti corporate e pubbliche amministrazioni, dispone di una rilevante rete territoriale di proprietà, dislocata in Veneto e Friuli-Venezia Giulia per oltre 2.200 km di dorsali di fibra ottica, 56 ponti di diffusione radio e 24 centrali xDsl in unbundling ed eroga i propri servizi a oltre 2.700 clienti.

Il closing dell'operazione, a seguito dell'avveramento delle condizioni sospensive previste dalla procedura, è avvenuto in data 14 marzo 2023.

Altre operazioni societarie

In data 11 maggio Hera Spa e Orogel Società cooperativa agricola hanno costituito la società Horowatt Srl. Grazie a un investimento di circa 8 milioni di euro, sarà realizzato un impianto agrivoltaico innovativo in grado di produrre 10 mila MWh all'anno, pari al 25% del fabbisogno energetico dello stabilimento cesenate di Orogel, aprendo così la strada a ulteriori iniziative future volte a sfruttare tutte le possibilità dell'agricoltura 4.0. L'impianto agrivoltaico, che sorgerà in un terreno di 13 ettari di proprietà della cooperativa di fronte alla sede direzionale a Cesena, sarà costruito e gestito da Horowatt e si integrerà con l'impianto di cogenerazione esistente realizzato e gestito da Hera Servizi Energia, la ESCo del Gruppo Hera. Horowatt

Obiettivo di questo progetto è anche sperimentare una virtuosa coesistenza fra la tecnologia agrivoltaica e le coltivazioni agricole, senza consumare suolo e creando sinergie con le coltivazioni, che saranno protette dalla siccità e dalle temperature eccessive e potranno godere di una maggior umidità dei terreni. I pannelli fotovoltaici saranno montati su strutture in metallo ad un'altezza di circa 4- 5 metri, sufficienti a consentire l'esecuzione di tutte le attività agricole sottostanti. Inoltre, grazie a una sofisticata automazione integrata con sensori sui terreni, i pannelli potranno essere orientati non solo per inseguire la rotazione del sole, garantendo la massima efficienza produttiva, ma anche per rispondere a specifiche esigenze agricole, a beneficio delle coltivazioni sottostanti.

L'avvio delle opere per la realizzazione dell'impianto è previsto nel 2023, con fine lavori entro la seconda metà del 2024.

F.lli Franchini In data 29 giugno 2023 Hera Comm Spa ha acquistato il 60% di F.lli Franchini Srl, società con sede a Rimini avente una consolidata esperienza nel mondo della progettazione, installazione e manutenzione di tutti i tipi di impianti tecnologici per aziende, pubblica amministrazione e strutture ricettive, e da 17 anni attiva nel settore della produzione di fonti rinnovabili ad altissimo rendimento per clienti industriali pubblici e privati in tutta Italia.

La partnership con un operatore storico, attivo sia a livello locale che nel panorama nazionale, consentirà al Gruppo Hera di acquisire nuove competenze tecniche in particolare nel mercato fotovoltaico, ampliare il proprio portafoglio di soluzioni per la clientela business e rispondere alla crescente domanda di soluzioni impiantistiche da fonti rinnovabili, rafforzando ulteriormente il proprio presidio nel mercato energy italiano.

Fatti di rilievo successivi alla chiusura del periodo

Tiepolo

In data 6 luglio 2023 il ruppo Hera ha perfezionato l'acquisizione di Tiepolo Srl, di proprietà di Combigas e Greenfield Renewables, che ha sviluppato il progetto per la costruzione di un parco solare fotovoltaico a Bondeno (Fe). L'impianto, che avrà una potenza di 8,9 Megawatt e produrrà a regime circa 13 GWh/anno, si inserisce tra le numerose progettualità del Gruppo Hera volte alla produzione di energie rinnovabili e già previste nel piano industriale al 2026, per supportare cittadini, imprese e pubbliche amministrazione nella decarbonizzazione ed elettrificazione dei consumi.

SINTESI ANDAMENTO ECONOMICO-FINANZIARIO E DEFINIZIONE DEGLI INDICATORI ALTERNATIVI DI PERFORMANCE 1.03

Indicatori alternativi di performance (Iap)

Al fine di trasmettere le informazioni sull'andamento della redditività dei business in cui opera, nonché sulla propria situazione patrimoniale e finanziaria, il Gruppo Hera utilizza gli Indicatori alternativi di performance (Iap). In accordo con gli orientamenti pubblicati il 4 marzo 2021 all'European securities and markets e in coerenza con quanto previsto dalla comunicazione Consob 5/21 del 29 aprile 2021, sono di seguito esplicitati il contenuto e il criterio di determinazione degli Iap utilizzati nel presente bilancio, laddove presenti. Gli eventuali special item operativi, finanziari e fiscali sono rappresentati di seguito, così come eventuali rettifiche aventi carattere gestionale (rettifiche gestionali) ritenute di ausilio nella comprensione dei risultati.

Il Gruppo Hera determina gli indicatori economici di periodo classificando come special item le componenti reddituali significative che: (i) derivano da eventi o da operazioni il cui accadimento risulta non ricorrente, ovvero da quelle operazioni o fatti che non si ripetono frequentemente nel consueto svolgimento delle attività; (ii) derivano da eventi o da operazioni non rappresentativi della normale attività del business. Al tempo stesso alcune poste contabili vengono rettificate utilizzando un criterio di valorizzazione gestionale, qualora quest'ultimo faciliti l'analisi di alcune specifiche dinamiche di business. In considerazione del fatto che le rettifiche gestionali di cui sopra comportano riflessi patrimoniali, tali effetti sono portati a rettifica degli indicatori patrimoniali-finanziari di seguito esposti. Gli indicatori riportati di seguito sono utilizzati come target finanziari nelle presentazioni interne (business plan) e in quelle esterne (agli analisti e agli investitori) e rappresentano principalmente misure utili 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.

Le rettifiche gestionali indicate nel calcolo dei singoli Iap sono descritte, se presenti, in apposita tabella di dettaglio nella successiva sezione "Riconciliazione special item e rettifiche gestionali con schemi di bilancio Ifrs", così come gli eventuali special item operativi, finanziari e fiscali.

Indicatori economici e investimenti

Il margine operativo lordo (nel prosieguo Mol o Ebitda) è calcolato sommando gli ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni all'utile operativo dello schema di bilancio.

Il margine operativo lordo adjusted (nel prosieguo Mol* o Ebitda*) è calcolato sommando o sottraendo al margine operativo lordo descritto in precedenza le rettifiche gestionali.

Il margine operativo netto è calcolato sottraendo i costi operativi dai ricavi operativi. Tra i costi operativi, gli ammortamenti e accantonamenti sono nettati degli special item operativi.

Il margine operativo netto adjusted è calcolato sommando o sottraendo al margine operativo netto descritto in precedenza le rettifiche gestionali.

Il risultato ante-imposte adjusted è calcolato togliendo dal margine operativo netto adjusted appena descritto la gestione finanziaria esposta negli schemi di bilancio al netto degli special item finanziari.

Il risultato netto adjusted è calcolato sottraendo dal risultato ante-imposte adjusted appena descritto le imposte da schema di bilancio al netto degli special item fiscali e dell'effetto fiscale delle rettifiche gestionali.

Il risultato da special item (se presente nella relazione oggetto di commento) è finalizzato a evidenziare il risultato delle poste special item.

L'utile netto adjusted è calcolato sommando al risultato netto adjusted descritto in precedenza il risultato da special item. Tale indicatore include, quindi, eventuali rettifiche gestionali utilizzate per ricondurre a criteri gestionali alcune poste valutative contabili.

Il margine operativo lordo adjusted su ricavi, il margine operativo netto adjusted su ricavi e l'utile netto adjusted su rica i misurano la performance operativa del Gruppo facendo una proporzione, in termini percentuali, del margine operativo lordo adjusted, del margine operativo netto adjusted e dell'utile netto adjusted diviso il valore dei ricavi.

Gli investimenti netti sono ottenuti dalla somma degli investimenti in immobilizzazioni materiali, attività immateriali e partecipazioni al netto dei contributi in conto capitale.

Le immobilizzazioni nette adjusted sono determinate quale somma di: immobilizzazioni materiali, attività immateriali e avviamento, partecipazioni, attività e passività fiscali differite (comprensive delle rettifiche gestionali). Indicatori patrimonialifinanziari

Il capitale circolante netto adjusted è definito dalla somma di: rimanenze (rettificate per riflettere il diverso valore gestionale degli stoccaggi gas), 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.

I fondi accolgono la somma delle voci di "trattamento di fine rapporto e altri benefici" e "fondi per rischi e oneri".

Il capitale investito netto adjusted è determinato dalla somma algebrica delle "immobilizzazioni nette adjusted", del "capitale circolante netto adjusted" e dei "fondi".

Il patrimonio netto adjusted è ottenuto sommando al patrimonio netto da schema di bilancio gli effetti economici delle rettifiche gestionali, al netto dalla fiscalità differita.

L'indebitamento finanziario netto (o, in alternativa, NetDebt) rappresenta un indicatore della struttura finanziaria ed è determinato conformemente agli orientamenti Esma 32-382-1138 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.

Le fonti di finanziamento adjusted sono ottenute dalla somma dell'"indebitamento finanziario netto" e del "patrimonio netto adjusted".

L'indice NetDebt / Ebitda adjusted (nel prosieguo NetDebt / Ebitda*), esposto come multiplo dell'Ebitda adjusted, rappresenta una misura della capacità della gestione operativa di remunerare l'indebitamento finanziario netto. Indicatori economicopatrimoniali

Il Fund from operation adjusted (nel prosieguo Ffo*) è calcolato sottraendo, dal margine operativo lordo adjusted, le svalutazioni crediti, gli oneri finanziari, gli utilizzi del Tfr e dei fondi rischi (al netto dei disaccantonamenti e degli incrementi generati da modifiche delle ipotesi sugli esborsi futuri a seguito della revisione delle perizie di stima sulle discariche in coltivazione) e le imposte, al netto degli special item e dell'effetto fiscale delle rettifiche gestionali.

L'indice Ffo adjusted / NetDebt (nel prosieguo Ffo* / NetDebt), esposto in percentuale, rappresenta una misura della capacità della gestione operativa di remunerare l'indebitamento finanziario netto.

Il Roi, cioè il rendimento del capitale investito netto, è dato dal rapporto tra il margine operativo netto adjusted, come sopra descritto, e il capitale investito netto adjusted. Intende misurare la capacità di produrre ricchezza tramite la gestione operativa e quindi di remunerare il capitale proprio e quello di terzi.

Il Roe, cioè il rendimento del capitale proprio, è dato dal rapporto tra il risultato netto adjusted e il patrimonio netto adjusted. 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 adjusted, 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;
• le dismissioni;
• gli oneri finanziari e i proventi finanziari (****);
• le imposte correnti.

(*) al netto degli effetti derivanti dalla valutazione a fair value dei derivati su commodity contabilizzati in cash flow hedge e al netto di eventuali variazioni di Ccn derivanti da variazioni del perimetro di consolidamento.

(**) al netto dei disaccantonamenti e degli incrementi generati da modifiche delle ipotesi sugli esborsi futuri a seguito della revisione delle perizie di stima sulle discariche in coltivazione.

(***) al netto degli effetti fiscali relativi alla contabilizzazione in cash flow hedge dei derivati di copertura.

(****) al netto degli effetti da attualizzazione derivanti dall'applicazione dei principi Ias 37 e Ias 19, del risultato di competenza delle società collegate e joint venture più i dividendi ricevuti da queste ultime e di plusvalenze/minusvalenze da cessioni di partecipazioni (al netto degli special item se presenti).

Si riportano di seguito gli Iap del Gruppo Hera:

Indicatori economici e investimenti (mln/euro)	Giu-23	Giu-22	Var. Ass.	Var. %
Ricavi	8.297,5	8.896,0	(598,5)	(6,7)%
Margine operativo lordo adjusted	718,3	631,2	87,1	+13,8%
Margine operativo lordo adjusted/ricavi	8,7%	7,1%	1,6 pp	0,0%
Margine operativo netto adjusted	374,7	334,9	39,8	+11,9%
Margine operativo netto adjusted /ricavi	4,5%	3,8%	0,7 pp	0,0%
Utile netto adjusted	208,0	201,7	6,3	+3,1%
Utile netto adjusted /ricavi	2,5%	2,3%	0,2 pp	0,0%
Investimenti netti	330,3	288,5	41,8	+14,5%
Indicatori patrimoniali-finanziari (mln/euro)	Giu-23	Dic-22	Var. Ass.	Var. %
Immobilizzazioni nette adjusted	7.791,2	7.522,3	268,9	+3,6%
Capitale circolante netto adjusted	612,2	1.096,0	(483,8)	(44,1)%
Fondi	(668,1)	(657,6)	(10,5)	+1,6%
Capitale investito netto	7.735,3	7.960,7	(225,4)	(2,8)%
Indebitamento finanziario netto	(4.145,7)	(4.249,8)	104,1	(2,4)%

Riconciliazione special item e rettifiche gestionali con schemi di bilancio Ifrs

Come illustrato dettagliatamente nella Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2022 e nella Relazione finanziaria annuale al 31 dicembre 2022 a cui si rimanda per completezza di trattazione, a partire dal precedente periodo, ad integrazione dell'informativa redatta in conformità ai principi Ifrs, il management ha ritenuto opportuno presentare i risultati valorizzando gli stoccaggi di gas naturale secondo un criterio gestionale, al fine di fornire una rappresentazione coerente con un contesto di mercato che presenta significative e repentine variazioni di prezzo rispetto agli andamenti storici.

Al termine del primo trimestre 2023, a conclusione della stagione invernale e per effetto del realizzo dei flussi attesi, il precedente differenziale di valorizzazione risulta essere interamente rientrato, con effetto quindi sulla variazione delle rimanenze di conto economico, ma non sul valore delle rimanenze iscritto a stato patrimoniale. Anche la successiva campagna di immissione, avviata a partire dalla seconda metà del mese di marzo, è stata oggetto di un doppio processo di valorizzazione, coerentemente con l'approccio utilizzato nel precedente esercizio. Da un punto vista contabile, in particolare, sono state considerate tutte le consegne di gas eseguite nel periodo di iniezione (marzo - giugno) nel calcolo del costo medio di carico indipendentemente dalla loro finalità, mentre da un punto di vista gestionale sono stati considerati i soli flussi di approvvigionamento identificati ai fini dell'iniezione in stoccaggio. Sulla base di tale valorizzazione gestionale, nell'ambito della propria gestione bilanciata di portafoglio, il Gruppo ha posto in essere le opportune coperture in corrispondenza dei programmati prelievi del periodo invernale.

L'effetto combinato di prezzi fortemente decrescenti e dinamica temporale di riempimento ha determinato una valorizzazione contabile superiore a quella gestionale, avendo dovuto considerare contabilmente anche gli acquisti che da un punto di vista gestionale sono destinati alla vendita ai clienti. Ciò significa che il valore di carico contabile al 30 giugno 2023 è risultato superiore al valore netto di realizzo, identificato nella valorizzazione gestionale che rappresenta la base di riferimento per le coperture precedentemente richiamate, attuate nel rispetto delle policy di gestione del rischio. Di conseguenza, è stata effettuata una svalutazione, riflessa nel conto economico. Per maggiori dettagli si rimanda al paragrafo 2.02.09 "Capitale Circolante Operativo" alla Nota 30 "Rimanenze".

Nella seguente tabella è riportata la riconciliazione tra lo schema di conto economico gestionale e lo schema di conto economico consolidato redatto secondo i principi contabili.

Giu-23			Giu-22
Schema pubblicato	Rettifiche gestionali	Schema gestionale	Schema pubblicato	Rettifiche gestionali	Schema gestionale
8.297,5		8.297,5	8.896,0		8.896,0
299,3		299,3	219,4		219,4
(5.868,0)	(93,0)	(5.961,0)	(7.150,5)	88,3	(7.062,2)
(1.576,2)		(1.576,2)	(1.105,2)		(1.105,2)
(330,4)		(330,4)	(308,7)		(308,7)
(41,5)		(41,5)	(39,3)		(39,3)
30,6		30,6	31,2		31,2
811,3	(93,0)	718,3*	542,9	88,3	631,2*
(343,6)		(343,6)	(296,3)		(296,3)
467,7	(93,0)	374,7*	246,6	88,3	334,9*
(90,5)		(90,5)	(50,9)		(50,9)
377,2	(93,0)	284,2*	195,7	88,3	284,0*
(103,0)	26,8	(76,2)	(56,7)	(25,6)	(82,3)
274,2	(66,2)	208,0*	139,0	62,7	201,7*
274,2	(66,2)	208,0*	139,0	62,7	201,7*
253,9	(66,2)	187,7*	120,6	62,7	183,3*
20,3		20,3	18,4		18,4

* si intendono i risultati adjusted come precedentemente definiti

Con riferimento al primo semestre 2023, si è proceduto a rettificare la variazione delle rimanenze relative agli stoccaggi gas per 93 milioni di euro, con un conseguente effetto fiscale positivo di 26,8 milioni di euro. In questo modo è integralmente rientrato il differenziale di valutazione registrato al termine dell'esercizio precedente, come illustrato in premessa.

Nel primo semestre 2022, invece, si era proceduto a rettificare la variazione delle rimanenze relative agli stoccaggi gas per 88,3 milioni di euro, con un conseguente effetto fiscale negativo di 25,6 milioni di euro.

Nella tabella sottostante sono evidenziati i riflessi patrimoniali derivanti dalle rettifiche gestionali effettuate sugli stoccaggi di gas che, a differenza degli altri special item, non si sono già tradotte in entrate o uscite di cassa:

		Giu-23			Dic-22
mln/euro	Valori da schemi	Rettifiche gestionali	Valori gestionali	Valori da schemi	Rettifiche gestionali	Valori gestionali
Immobilizzazioni nette	7.791,2	‐	7.791,2*	7.549,1	(26,8)	7.522,3*
Capitale circolante netto	612,2	‐	612,2*	1.003,0	93,0	1.096,0*
Fondi	(668,1)	‐	(668,1)	(657,6)		(657,6)
Capitale investito netto	7.735,3	‐	7.735,3*	7.894,5	66,2	7.960,7*
Patrimonio netto	(3.589,6)	‐	(3.589,6)*	(3.644,7)	(66,2)	(3.710,9)*
Indebitamento finanziario netto	(4.145,7)	‐	(4.145,7)	(4.249,8)		(4.249,8)
Totale fonti di finanziamento	(7.735,3)	‐	(7.735,3)*	(7.894,5)	(66,2)	(7.960,7)*

* si intendono i risultati adjusted come precedentemente definiti

Con riferimento al 30 giugno 2023, come illustrato in premessa, non si sono state identificate rettifiche gestionali.

Con riferimento al 31 dicembre 2022, le rimanenze erano state rettificate per 91,3 milioni di euro, con un effetto negativo sulla fiscalità differita di 26,8 milioni di euro e conseguente impatto positivo sul patrimonio netto di complessivi 66,2 milioni di euro.

Risultati economici e investimenti 1.03.01

Risultati economici e investimenti in crescita

Il primo semestre 2023 si chiude per il Gruppo Hera con risultati economici e investimenti in crescita rispetto all'anno precedente. Il margine operativo lordo adjusted è pari a 718,3 milioni di euro in aumento del 13,8%; il margine operativo netto adjusted è in crescita dell' 11,9%, e l'utile netto adjusted in crescita

dell' 3,1%. Anche dal punto di vista degli investimenti, si segnala una crescita importante pari al 14,5% rispetto a giugno 2022, a riprova dell'attenzione continua del ruppo alla crescita, alla valorizzazione e al rafforzamento della resilienza degli asset gestiti.

I risultati del primo semestre si collocano all'interno di uno scenario esterno che ha evidenziato andamenti meno volatili dei prezzi delle commodities energetiche, riportando il Gruppo Hera a operare in un contesto di mercato più stabile. Le performances consuntivate sono sempre guidate dalla strategia multibusiness, bilanciata tra attività regolamentate e a libera concorrenza, con l'attenzione verso la sostenibilità e l'economia circolare. Il ruppo Hera persegue questo modello sia nella crescita organica che nelle opportunità offerte dal mercato attraverso lo sviluppo per linee esterne.

Rispetto a giugno 2022, si evidenzia l'integrazione nell'area ambiente del ruppo Hera di due importanti realtà: l'acquisizione da parte di Herambiente Servizi Industriali Srl del 60% di A.C.R. di Reggiani Albertino Spa, operante nel settore delle bonifiche, nel trattamento di rifiuti industriali, nel decommissioning di impianti industriali e nei lavori civili legati all'oil&gas e l'acquisizione da parte di Marche Multiservizi Spa della società Macero Maceratese Srl, specializzata nel recupero e nel trattamento dei rifiuti.

Si segnala l'aquisizione da parte di Hera Comm Spa del 60% di F.lli Franchini Srl, società di Rimini che opera nel settore delle installazioni di impianti termoidraulici ed elettrici e di soluzioni fotovoltaiche per la clientela business e l'acquisizione da parte di Acantho Spa del 36,8% della società Asco Tlc Spa, società attiva nella prestazione di servizi Ict principalmente ad aziende e pubbliche amministrazioni. Entrambe le operazioni non sono ancora produtive di effetti economici.

Si segnala l'aggiudicazione a Hera Comm Spa di due dei nove lotti del servizio di Salvaguardia per gli anni 2023 e 2024, con un lotto in più rispetto al biennio precedente e l'aggiudicazione di uno dei dodici lotti del servizio a tutele graduali per la fornitura di energia elettrica alle microimprese per il periodo dal 1° aprile 2023 al 31 marzo 2027. Sulla tematica appena evidenziata si daranno informazioni dettagliate nel paragrafo 1.05.02.

Di seguito vengono illustrati i risultati economici al 30 giugno 2023 e 2022:

Conto economico (mln/euro)	Giu-23	Inc. %	Giu-22	Inc. %	Var. Ass.	Var. %
Ricavi	8.297,5	0,0%	8.896,0	0,0%	(598,5)	(6,7)%
Altri ricavi operativi	299,3	3,6%	219,4	2,5%	79,9	36,4%
Materie prime e materiali	(5.961,0)	(71,8)%	(7.062,2)	(79,4)%	(1.101,2)	(15,6)%
Costi per servizi	(1.576,2)	(19,0)%	(1.105,2)	(12,4)%	471,0	42,6%
Altre spese operative	(41,5)	(0,5)%	(39,3)	(0,4)%	2,2	5,6%
Costi del personale	(330,4)	(4,0)%	(308,7)	(3,5)%	21,7	7,0%
Costi capitalizzati	30,6	0,4%	31,2	0,4%	(0,6)	(1,9)%
Margine operativo lordo *	718,3	8,7%	631,2	7,1%	87,1	13,8%
Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni	(343,6)	(4,1)%	(296,3)	(3,3)%	47,3	16,0%
Margine operativo netto *	374,7	4,5%	334,9	3,8%	39,8	11,9%
Gestione finanziaria	(90,5)	(1,1)%	(50,9)	(0,6)%	39,6	77,7%
Risultato prima delle imposte *	284,2	3,4%	284,0	3,2%	0,2	0,1%
Imposte	(76,2)	(0,9)%	(82,3)	(0,9)%	(6,1)	(7,4)%
Utile netto del periodo *	208,0	2,5%	201,7	2,3%	6,3	3,1%
Attribuibile a:
Azionisti della Controllante *	187,7	2,3%	183,3	2,1%	4,4	2,4%
Azionisti di minoranza	20,3	0,2%	18,4	0,2%	1,9	10,3%

* si intendono i risultati adjusted come evidenziato nel capitolo 1.03

RICAVI (mld/euro)

I ricavi a giugno 2023 sono in calo di 598,5 milioni di euro rispetto all'equivalente periodo del 2022. I settori dell'energia presentano un calo pari a 897,7 milioni di euro, principalmente per effetto del calo delle quotazioni energetiche e per minori volumi venduti di gas a causa del clima mite registrato nella prima parte dell'anno. Tale contrazione viene parzialmente mitigata dai maggiori volumi venduti di energia elettrica, grazie alle azioni di sviluppo commerciale, alle gare Consip e all'aggiudicazione dei lotti in salvaguardia e del servizio a tutele graduali sopra citati.

Inoltre, si segnala la crescita del fatturato dei servizi energia in cui permangono le opportunità legate agli incentivi di efficienza energetica negli edifici abitativi (bonus facciate e superbonus 110%) e l'aumento delle attività per servizi a valore aggiunto per i clienti. Questi effetti complessivamente contribuiscono con segno positivo per circa 223 milioni di euro.

Infine, i ricavi del settore ambiente contribuiscono alla crescita per 74 milioni di euro, incremento riconducibile in particolare alle acquisizioni effettuate nel mercato industria e nel trattamento.

Per approfondimenti, si rimanda all'analisi delle singole aree d'affari del capitolo 1.05.

Gli altri ricavi operativi a giugno 2023 sono in crescita di 79,9 milioni di euro, rispetto all'equivalente periodo del 2022. Si segnalano i maggiori ricavi per commesse su beni oggetto di concessione e per i titoli di efficienza energetica.

I costi delle materie prime e materiali si riducono di 1.101,2 milioni di euro rispetto a giugno 2022. Questo decremento è prevalentemente correlato all'andamento dei ricavi energy e delle variazioni dei livelli di prezzo delle materie prime energetiche. Costi di materia prima correlati all'andamento dei ricavi

Gli altri costi operativi aumentano di 473,2 milioni di euro (maggiori costi per servizi per 471,0 milioni di euro e maggiori spese operative per 2,2 milioni di euro). Si evidenziano complessivamente costi per maggiori lavori nei servizi energia per l'efficienza energetica e nei servizi a valore aggiunto per circa 202 milioni di euro. A questi si affiancano i maggiori costi di raccolta e trattamento rifiuti per circa 72 milioni di euro dovuti prevalentemente alle acquisizioni societarie, alla crescita dei costi di trasporto e alle maggiori attività sullo sviluppo di nuovi progetti di raccolta differenziata.

Inoltre, si evidenziano maggiori costi di trasporto e stoccaggio gas parzialmente compensati dalla diminuzione degli oneri di sistema indicati nei capitoli 1.05.01 e 1.05.02

+2,6% costo del personale netto variazioni di perimetro

Il costo del personale cresce del 7,0% rispetto a giugno 2022, per un controvalore di 21,7 milioni di euro. Questo aumento è legato per 13,7 milioni di euro alle variazioni di perimetro generate dalle acquisizioni societarie descritte in precedenza. Al netto di tali eventi l'incremento del costo del personale è contenuto al 2,6% per agli incrementi retributivi previsti dal contratto collettivo nazionale di lavoro e la maggiore presenza media registrata nel periodo considerato.

I costi capitalizzati calano di 0,6 milioni di euro per le minori opere a investimento su beni di proprietà del Gruppo.

MARGINE OPERATIVO LORDO * (mln/euro)

Il margine operativo lordo adjusted cresce di 87,1 milioni di euro rispetto a giugno 2022, con una variazione pari al 13,8%. Tale andamento è riconducibile al contributo complessivo delle aree energy per 68,1 milioni di euro, alle buone performance dell'area ambiente, in crescita di 12,2 milioni di euro, e infine al contributo del ciclo idrico integrato per 3,3 milioni di euro e degli altri servizi per 3,6 milioni di euro.

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

Ammortamenti e accantonamenti al 30 giugno 2023 aumentano di 4 ,3 milioni di euro rispetto all'anno precedente, pari al 16,0%. Si rilevano maggiori ammortamenti principalmente per i nuovi investimenti operativi, per un incremento delle attività costi incrementali sostenuti per l'acquisizione di nuovi clienti e per le variazioni di perimetro derivanti dal consolidamento di società aventi ad oggetto attività di bonifica e trattamento dei rifiuti. Complessivamente in aumento anche gli accantonamenti al fondo svalutazione crediti imputabile ai mercati tradizionali in prevalenza elettrici e alla salvaguardia.

Il margine operativo netto adjusted è pari a 374,7 milioni di euro, in crescita dell'11,9%; l'incremento derivante dalla crescita del Mol* è in parte ridotto dai maggiori ammortamenti, come descritto in precedenza.

La gestione finanziaria registra un incremento di 39,6 milioni di euro principalmente dovuto al significativo mutamento dello scenario dei tassi d'interesse, che ha visto incrementare in misura rilevante il costo del denaro, e al maggiore fabbisogno medio di funding e di flessibilità del Gruppo in uno scenario dei prezzi energy non ancora del tutto stabilizzato. Gestione finanziaria in crescita

razie all'attività di funding operata nel 2022 e alle operazioni di liability management dei primi mesi del 2023, la struttura finanziaria risulta oggi maggiormente rafforzata e ottimizzata per assicurare il Gruppo dai potenziali rischi liquidità e per garantire l'attività operativa e l'importante attività di investimento.

Il risultato ante-imposte adjusted, evidenzia una leggera crescita pari allo 0,1% rispetto a giugno 2022; la crescita derivante dal margine operativo netto è quasi interamente assorbita dall'andamento della gestione finanziaria, come descritto in precedenza.

Tax rate al 26,8% Le imposte di competenza del primo semestre 2023 evidenziate nello schema gestionale sono pari a 76,2 milioni di euro, in netto calo rispetto agli 82,3 milioni di euro consuntivati nel primo semestre 2022.Il tax rate, pari al 26,8% è in calo rispetto al 29% per effetto della contabilizzazione dei benefici derivanti dall'affrancamento dei maggiori valori originatesi a seguito dell'acquisizione di Con Energia Spa, oltre che dei crediti d'imposta riconosciuti per l'acquisto di energia elettrica e gas, ai sensi del D.L. 4/2022 e successivi provvedimenti, non rilevanti fiscalmente. Nel confronto tra i due periodi si segnala inoltre che le imposte di competenza del primo semestre 2022 risultano comprensive del "contributo straordinario contro il caro bollette" previsto dalla legge 51/2022 che ha convertito l'art.3 del D.L. 21/2022, per 2,3 milioni di euro.

Come sintesi di tutti gli eventi precedentemente descritti l'utile netto adjusted è in crescita di 6,3 milioni di euro rispetto al valore di giugno 2022. +3,1% utile netto *

Gli investimenti netti aumentano a 330,3 milioni di euro

Nel primo semestre dell'esercizio 2023, gli investimenti netti del Gruppo sono pari a 330,3 milioni di euro, in aumento di 41,8 milioni di euro rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente.

Questo valore comprende anche gli investimenti finanziari per 24,0 milioni di euro dovuti alle partecipazioni nelle società Franchini Srl per 9,0 milioni di euro, pari al 60% delle quote societarie e Asco Tlc Spa per 14,9 milioni di euro, pari al 36,8%. Le società sono operanti rispettivamente nel settore delle installazioni di impianti fotovoltaici e nei servizi ICT.

I contributi in conto capitale ammontano a 12,1 milioni di euro, di cui 9,4 milioni per gli investimenti FoNI, come previsto dal metodo tariffario per il servizio idrico integrato. Gli investimenti operativi netti sono pari a 306,3 milioni di euro, in aumento di 28,9 milioni di euro rispetto l'anno precedente.

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

Totale investimenti (mln/euro)	giu-23	giu-22	Var. Ass.	Var.%
Area gas	89,3	65,9	23,4	+35,5%
Area energia elettrica	48,3	32,0	16,3	+50,9%
Area ciclo idrico integrato	92,9	96,2	(3,3)	(3,4)%
Area ambiente	48,8	59,4	(10,6)	(17,8)%
Area altri servizi	4,5	4,6	(0,1)	(2,2)%
Struttura centrale	34,5	29,2	5,3	+18,2%
Totale investimenti operativi lordi	318,4	287,1	31,3	+10,9%
Contributi conto capitale	12,1	9,7	2,4	+24,7%
di cui per FoNI (Fondo Nuovi Investimenti)	9,4	8,1	1,3	+16,0%
Totale investimenti operativi netti	306,3	277,4	28,9	+10,4%
Investimenti finanziari	24,0	11,1	12,9	+116,2%
Totale investimenti netti	330,3	288,5	41,8	+14,5%

TOTALE INVESTIMENTI OPERATIVI NETTI (mln/euro)

Al lordo dei contributi in conto capitale, gli investimenti operativi del Gruppo sono pari a 318,4 milioni di euro, in crescita di 31,3 milioni di euro 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 ammontano a 34,5 milioni di euro, in crescita di 5,3 milioni di euro rispetto all'anno precedente, principalmente per gli interventi sulle flotte aziendali.

Struttura patrimoniale e indebitamento finanziario netto riclassificato 1.03.02

Di seguito viene analizzata l'evoluzione del capitale investito netto e delle fonti di finanziamento del Gruppo per il periodo chiuso al 30 giugno 2023.

Capitale investito e fonti di finanziamento (mln/euro)	giu-23	Inc.%	dic-22	Inc.%	Var. Ass.	Var.%
Immobilizzazioni nette*	7.791,2	+100,7%	7.522,3	+94,5%	268,9	+3,6%
Capitale circolante netto*	612,2	+7,9%	1.096,0	+13,8%	(483,8)	(44,1)%
(Fondi)	(668,1)	(8,6)%	(657,6)	(8,3)%	(10,5)	(1,6)%
Capitale Investito Netto*	7.735,3	+100,0%	7.960,7	+100,0%	(225,4)	(2,8)%
Patrimonio Netto*	(3.589,6)	+46,4%	(3.710,9)	+46,6%	121,3	+3,3%
Indebitamento finanziario netto non corrente	(5.067,5)	+65,5%	(5.598,5)	+70,3%	531,0	+9,5%
Indebitamento finanziario netto corrente	921,8	(11,9)%	1.348,7	(16,9)%	(426,9)	31,7%
Indebitamento finanziario netto	(4.145,7)	+53,6%	(4.249,8)	+53,4%	104,1	+2,4%
Totale fonti di finanziamento*	(7.735,3)	100,0%	(7.960,7)	+100,0%	225,4	+2,8%

* si intendono i risultati adjusted come evidenziato nella sezione degli Indicatori alternativi di performance (Iap)

Si conferma la solidità del Gruppo

Il capitale investito netto* (Cin), pari a 7.735,3 milioni di euro, risulta in calo rispetto al 31 dicembre 2022, per effetto dei benefici sul capitale circolante netto dovuti principalmente alla riduzione del valore degli stoccaggi gas pari a 142, milioni di euro e alla riduzione dello scenario dei prezzi dell'energia. La variazione in incremento delle immobilizzazioni nette è riconducibile agli investimenti (al netto degli ammortamenti) e alle operazioni societarie effettuate nel periodo tra cui principalmente l'acquisizione del 60% di A.C.R. Spa, operante nel settore ambientale e del 60% della azienda riminese F.lli Franchini Srl, leader per impianti tecnologici ed energie rinnovabili.

668,1 milioni di euro fondi

A giugno 2023, i fondi ammontano a 668,1 milioni di euro, in linea con quanto registrato alla fine dell'anno precedente. Questo risultato è la conseguenza degli accantonamenti di periodo e degli adeguamenti dei fondi post mortem discariche e ripristino beni di terzi che hanno compensato le uscite per utilizzi.

3,6 miliardi di euro patrimonio netto*

Il patrimonio netto* si riduce passando da 3.710,9 milioni di euro del 2022 a 3.589,6 milioni di euro del 2023. La solidità del Gruppo si rafforza grazie al positivo risultato netto della gestione dei primi sei mesi del 2023, pari a 208,1 milioni di euro, il quale risulta più che compensato dalla distribuzione dei dividendi per 216, milioni di euro e per l'effetto della riduzione delle riserve per derivati in cash flow hedge.

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

mln/euro		30-giu-23	31-dic-22
A	Disponibilità liquide	1.254,8	1.942,4
B	Mezzi equivalenti a disponibilità liquide	‐	‐
C	Altre attività finanziarie correnti	65,8	77,7
D	Liquidità (A+B+C)	1.320,6	2.020,1
E	Debito finanziario corrente	(301,5)	(563,0)
F	Parte corrente del debito finanziario non corrente	(83,0)	(108,4)
G	Indebitamento finanziario corrente (E+F)	(384,5)	(671,4)
H	Indebitamento finanziario corrente netto (G+D)	936,1	1.348,7
I	Debito finanziario non corrente	(898,6)	(1.997,0)
J	Strumenti di debito	(3.788,3)	(3.197,3)
K	Debiti commerciali e altri debiti non correnti	‐	‐
L	Indebitamento finanziario non corrente (I+J+K)	(4.686,9)	(5.194,3)
M	Totale indebitamento finanziario (H+L)	(3.750,8)	(3.845,6)
	Crediti finanziari non correnti	146,6	151,8
	Indebitamento finanziario netto (esclusa opzione di vendita)	(3.604,2)	(3.693,8)
	Quota nominale - fair value opzione di vendita	(480,7)	(475,9)
	Indebitamento finanziario netto con opzione di vendita rettificata (NetDebt put option adj)	(4.084,9)	(4.169,7)
	Quota dividendi futuri - fair value opzione di vendita	(60,9)	(80,1)
	Indebitamento finanziario netto (NetDebt)	(4.145,7)	(4.249,8)

Il valore complessivo dell'indebitamento finanziario netto risulta pari a 4.145, milioni di euro, registrando un decremento di circa 104,1 milioni di euro rispetto all'anno precedente.

In ottica di riequilibrio del capitale circolante netto, viste le dinamiche ancora incerte dei prezzi delle commodity, il Gruppo ha proseguito, in modo routinario nel corso del semestre, ad effettuare operazioni di riscadenziamento di debiti commerciali, tramite lettere di credito, per complessivi 152,4 milioni di euro. Al termine del semestre l'importo delle operazioni ancora in essere, esclusivamente tramite lettere di credito, ammontano a 56,6 milioni di euro. Tramite queste operazioni il Gruppo ha ottimizzato i propri termini di pagamento, mantenendo iscritto il medesimo importo tra i debiti commerciali, poiché rientrante nella propria gestione tipica del circolante. Si precisa, infatti, che il Gruppo presenta debiti commerciali, con differenti termini di pagamento, in base agli accordi contrattuali definiti con le singole controparti dei vari business in cui opera, che oscillano dai 7 giorni ai 60 giorni dalla data di emissione delle fatture.

La struttura finanziaria presenta un indebitamento corrente pari a 384,5 milioni di euro, di cui debiti verso banche pari a 71,8 milioni di euro, riferiti a utilizzi di linee di conto corrente per circa 34,0 milioni di euro e a ratei per interessi su finanziamenti per 37,8 milioni di euro.

La quota di indebitamento corrente verso altri finanziatori è pari a 223,8 milioni di euro, di cui 77,3 milioni di euro per la regolazione giornaliera dei fair value dei derivati su commodity.

Per quanto concerne la parte corrente del debito finanziario non corrente, 83,0 milioni di euro si riferiscono alla quota in scadenza entro l'anno dei finanziamenti bancari a medio termine. Sono qui inclusi anche 20,1 milioni di euro riferiti a debiti correnti per contratti di leasing.

L'ammontare relativo all'indebitamento finanziario non corrente risulta in diminuzione di 507,4 milioni di euro rispetto a quello dell'anno precedente, grazie al rimborso di 1.100 milioni di euro di finanziamenti a fronte di una nuova emissione obbligazionaria pari a 600 milioni di euro perfezionata nel mese di aprile 2023 (Sustainability-Linked Bond).

Si evidenzia una diminuzione delle disponibilità liquide che passano da 1.942,4 milioni di euro del 2022 a 1.254,8 milioni di euro del 30 giugno 2023.

Al 30 giugno 2023 il debito a medio/lungo termine è rappresentato per una quota pari a 80,7% da titoli obbligazionari (bond) con rimborso alla scadenza. Il totale indebitamento presenta una durata residua media di circa cinque anni e sei mesi. Il 45,3% del debito ha scadenza oltre i cinque anni.

INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO (mld/euro)

TITOLO IN BORSA E RELAZIONI CON L'AZ ONA A O 1.04

Torna la fiducia sui mercati

Nel corso del primo semestre 2023, tutti i principali listini azionari hanno consuntivato performance positive e in recupero rispetto alle pesanti perdite riportate nell'anno passato. Seppur in un contesto nel quale le banche centrali hanno continuato il ciclo di rialzo dei tassi per calmierare l'inflazione, gli investitori hanno guardato con favore sia alla riduzione dei prezzi delle commodity energetiche che ai dati macroeconomici, i quali, pur evidenziando un rallentamento economico, hanno dissipato i timori di una profonda recessione. Infatti, come riflesso del periodo pandemico e del più recente conflitto ucraino, la crescita continua a essere sostenuta da politiche fiscali espansive, con investimenti indirizzati prevalentemente ai capitoli della transizione energetica e della difesa.

Il mercato italiano è il migliore a livello europeo

In questo contesto, l'indice italiano Ftse All Share è salito nel periodo di riferimento del 17,8%, mettendo a segno la migliore performance tra le principali borse europee, sostenuto dalla brillante performance dei titoli bancari, i cui bilanci beneficiano del rialzo dei tassi di interesse della Banca centrale europea.

Con un prezzo ufficiale di 2,724 euro al 30 giugno, il titolo Hera ha consuntivato una crescita del 7,7%, come evidenziato nel grafico seguente.

Dividendo in crescita a 12,5 centesimi per azione

Il Consiglio di Amministrazione di Hera, riunitosi nella seduta del 21 marzo 2023 per l'approvazione dei risultati annuali 2022, ha deciso di sottoporre all'assemblea degli azionisti la proposta di un dividendo per azione di 12,5 centesimi, in crescita del 4,2% rispetto all'anno precedente, in linea con le indicazioni contenute nel piano industriale. A seguito dell'approvazione dei soci, avvenuta nel corso dell'assise del 27 aprile 2023, lo stacco della cedola è avvenuto il 19 giugno, con pagamento perfezionato il 21 giugno. Hera conferma così la sua capacità di remunerare gli azionisti grazie alla resilienza del suo portafoglio di attività che le ha permesso di distribuire ogni anno dividendi progressivamente in crescita sin dalla quotazione del 2002.

+261% il total shareholders' return dall' po

L'effetto congiunto di una ininterrotta remunerazione degli azionisti tramite la distribuzione di dividendi e il rialzo del prezzo del titolo accumulato negli anni, ha permesso al total shareholders' return dalla quotazione di rimanere sempre positivo e di attestarsi, alla fine del periodo di riferimento, a oltre il +260,6%.

3,37 euro il consensus target price

Gli analisti finanziari che coprono il titolo (Banca Akros, Equita Sim, Exane Bnp Paribas, Intermonte, Intesa Sanpaolo, Kepler Cheuvreux, Mediobanca) sono aumentati di numero con il riavvio della copertura di Banca Akros con un giudizio positivo, ed esprimono raccomandazioni positive quasi all'unanimità, con un target price che continua a evidenziare un potenziale di rivalutazione significativo. Alla fine del semestre, il consensus target price è pari a 3,37 euro ed evidenzia un potenziale di rialzo del 23,7%.

OM O Z ONE DELL'AZ ONA A O AL 0 GIUGNO 2023

45,8% il capitale sociale del patto di sindacato dei soci pubblici

Approvato piano di riacquisto di azioni proprie Al 30 giugno 2023 la compagine sociale mostra l'usuale stabilità ed equilibrio, essendo composta per il 45,8% da 111 soci pubblici dei territori di riferimento riuniti in un patto di sindacato, che è stato rinnovato per ulteriori tre anni con decorrenza dal 1° luglio 2021 al 30 giugno 2024, e per il 54,2% dal flottante. L'azionariato è diffuso tra un numero elevato di azionisti pubblici (111 Comuni, il maggiore dei quali detiene una partecipazione inferiore al 10%) e un numero elevato di azionisti privati istituzionali e retail.

Dal 2006, Hera ha adottato un piano di riacquisto di azioni proprie, rinnovato l'ultima volta dall'Assemblea degli Azionisti del 27 aprile 2023 per un periodo di ulteriori 18 mesi, per un importo massimo complessivo di 240 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. Al 30 giugno 2023, Hera deteneva in portafoglio 42,2 milioni di azioni.

Costante dialogo con il mercato anche nel 2023

E' continuata nel 2023 l'intensa attività di dialogo con gli attori del mercato finanziario. Dopo la presentazione del piano industriale 2022-2026, il Management del Gruppo ha preso parte ad un road show per incontrare gli investitori delle principali piazze finanziarie e aggiornarli sull'andamento delle attività e sulle prospettive future. Successivamente al rinnovo delle cariche sociali, il nuovo Management si è reso fin da subito disponibile ad incontrare analisti e investitori e ha partecipato a importanti conference organizzate da broker italiani e internazionali. L'intensità dell'impegno che il Gruppo profonde nel dialogo con gli investitori contribuisce al rafforzamento della sua reputatione sui mercati e costituisce un intangible asset a vantaggio del titolo e degli stakeholder di Hera.

ANAL E A EE A EG HE D'AFFA 1.05

Strategia multibusiness

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, teleriscaldamento e i servizi energia; 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.

MARGINE OPERATIVO LORDO * GIUGNO 2023

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 adjusted, 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, il servizio di raccolta rifiuti e il servizio d'illuminazione pubblica.

Il valore del margine operativo lordo adjusted, ripartito tra le aree strategiche d'affari, riflette la rettifica alla valorizzazione del magazzino gas illustrata in premessa al capitolo 1.03. Per un'identificazione puntuale degli effetti di tale rettifica, si riportano nel seguito i valori di margine operativo lordo adjusted e margine operativo lordo:

	Giu-23		Giu-22
(mln/euro)	Margine operativo lordo *	Margine operativo lordo	Margine operativo lordo *	Margine operativo lordo
Area Gas	293,1	386,1	299,3	211,0
Area Energia elettrica	114,4	114,4	40,1	40,1
Area Ciclo idrico integrato	128,6	128,6	125,3	125,3
Area Ambiente	162,9	162,9	150,7	150,7
Area Altri servizi	19,4	19,4	15,8	15,8
Totale	718,3	811,3	631,2	542,9

* si intendono i risultati adjusted come evidenziato nel capitolo 1.03

Gas 1.05.01

• Marginalità in calo
• Il primo semestre 2023 mostra un calo di volumi venduti rispetto all'analogo periodo del 2022, a causa del clima mite registrato nella prima parte dell'anno. Permangono le opportunità nel segmento Servizi Energia per gli incentivi di efficienza energetica, superbonus 110% e bonus facciate e l'aggiudicazione, per Hera Comm Spa, delle gare nei seguenti lotti del territorio nazionale:
• sei dei nove lotti del servizio di Fornitore di Ultima Istanza gas (per clienti che svolgono attività di servizio pubblico o sono senza fornitore) per il periodo 1° ottobre 2021 – 30 settembre 2023 in: Valle d'Aosta, Piemonte, Liguria, Trentino A.A., Veneto, Friuli-Venezia Giulia, Emilia-Romagna, Toscana, Umbria, Marche, Lazio e Campania. Nella gara precedente, il numero di lotti aggiudicati da Hera Comm era otto su nove.
• tutti i nove lotti del servizio di Default di distribuzione gas (clienti morosi), per il periodo 1° ottobre 2021 – 30 settembre 2023 in: Valle d'Aosta, Piemonte, Liguria, Lombardia, Trentino A.A., Veneto, Friuli-Venezia Giulia, Emilia-Romagna, Toscana, Umbria, Marche, Abruzzo, Molise, Basilicata, Puglia, Lazio, Campania, Sicilia e Calabria. Nella gara precedente, il numero di lotti aggiudicati da Hera Comm era cinque su nove.
• due dei 12 lotti della gara Consip GAS14 per la fornitura di gas naturale alle Pubbliche Amministrazioni nel 2022-23, entrambi in Lombardia.

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

(mln/euro)	Giu-23	Giu-22	Var. Ass	Var. %
Margine operativo lordo * area	293,1	299,3	(6,2)	(2,1)%
Margine operativo lordo * Gruppo	718,3	631,2	87,1	+13,8%
Peso percentuale	40,8%	47,4%	(6,6) pp

* si intendono i risultati adjusted come evidenziato nel capitolo 1.03

CLIENTI (mgl)

Il numero di clienti gas è in aumento di 10,8 mila unità, pari allo 0,5%, rispetto al primo semestre dell'anno precedente. Tale andamento è riscontrabile prevalentemente nella crescita dei mercati di ultima istanza in cui la base clienti, in seguito alle gare per il periodo 2021-2023, ha avuto un incremento di 30,7 mila unità. Tale fenomeno risulta parzialmente compensato dai mercati tradizionali che registrano un calo di 19,9 mila unità.

VOLUMI VENDUTI (mln/mc)

I volumi di gas complessivamente venduti diminuiscono di 2.463,6 milioni di mc (-32,3%), principalmente per la ridotta attività di intermediazione diminuita di 2.091 milioni di mc. In calo anche i volumi venduti a clienti finali per 372,5 milioni di mc (-16,2%) rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente. Tale andamento è riconducibile ad un calo nei mercati tradizionali per 471,7 milioni di mc (-22,9% rispetto al primo semestre 2022, e -20,6% sul totale dei volumi venduti). Questi risentono sia dell'effetto climatico che, nei primi mesi dell'anno, ha registrato temperature in aumento rispetto all'anno precedente, sia dei minori consumi della base clienti, legati alle modificate abitudini di consumo nel segmento domestico e industriale. Questo effetto è solo parzialmente compensato da un incremento nei mercati di ultima istanza per 99,3 milioni di mc (+42,1% rispetto al primo semestre 2022 e +4,3% sul totale dei volumi venduti), grazie alla crescita del numero dei clienti sopra citata.

Margine operativo lordo *	293,1	5,6%	299,3	4,9%	(6,2)	(2,1)%
Costi capitalizzati	6,8	0,1%	4,4	0,1%	2,4	+54,5%
Costi del personale	(67,9)	(1,3)%	(71,9)	(1,2)%	(4,0)	(5,6)%
Costi operativi	(4.891,6)	(93,2)%	(5.772,2)	(94,0)%	(880,6)	(15,3)%
Ricavi	5.245,8		6.139,0		(893,2)	(14,5)%
Conto economico (mln/euro)	Giu-23	Inc.%	Giu-22	Inc.%	Var. Ass.	Var. %

La sintesi dei risultati economici dell'area:

* si intendono i risultati adjusted come evidenziato nel capitolo 1.03

RICAVI (mln/euro)

I ricavi registrano un calo di 893,2 milioni di euro rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente. Le cause sono principalmente da imputare alle minori attività di vendita ed intermediazione per 1.134 milioni di euro a causa della già citata climaticità sfavorevole, dei minori consumi della base clienti, del minor prezzo della materia prima e dei minori ricavi legati principalmente agli oneri di sistema, invarianti sui costi, in seguito alla delibera 735/2022/R/com. Tale contrazione viene solo in parte compensata dai maggiori ricavi legati alle attività di efficienza energetica, per 217 milioni di euro e dai maggiori ricavi per beni in concessione Ifric 12 e per titoli di efficienza energetica che complessivamente aumentano di circa 20 milioni di euro.

I ricavi regolati sono in aumento di 5 milioni di euro rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente. Da un punto di vista normativo, la regolazione della distribuzione e della misura del gas (RTDG) è stata aggiornata per il triennio 2023-2025 dalla deliberazione dell'Autorità 3 /2022/R/gas.

Il calo dei ricavi si riflette in maniera proporzionale anche nei costi operativi che evidenziano una contrazione complessiva di 880,6 milioni di euro. Tale andamento è legato principalmente alle minori attività di vendita ed intermediazione e al minor costo della materia prima.

MARGINE OPERATIVO LORDO * (mln/euro)

* si intendono i risultati adjusted come evidenziato nel capitolo 1.03

Il margine operativo lordo adjusted registra una contrazione di 6,2 milioni di euro, pari al 2,1%, a causa dei minori volumi venduti, principalmente per un effetto climatico che ha impattato in modo sfavorevole già nel primo trimestre dell'anno. A questi si contrappone il perdurare delle opportunità colte nei servizi Energia e legate alle attività incentivate di efficienza energetica.

INVESTIMENTI NETTI GAS (mln/euro)

Nel primo semestre 2023, gli investimenti netti nell'area gas sono in crescita di 23,9 milioni di euro rispetto all'anno precedente e ammontano complessivamente a 89,3 milioni di euro. Nella distribuzione del gas, si registra complessivamente un aumento di 13,2 milioni di euro che deriva per 12,1 milioni di euro dall'investimento relativo al valore di rimborso per impianti e reti nei comuni complementari, aggiudicati con gara dell'ATEM Udine2. Nella vendita gas si registrano investimenti in crescita di 6,2 milioni di euro per le attività connesse all'acquisizione di nuovi clienti. li investimenti sono complessivamente in crescita anche nel servizio di teleriscaldamento e gestione calore, che aumentano di 4,1 milioni di euro per le attività della società Hera Servizi Energia Spa e per gli interventi su reti e impianti di teleriscaldamento. Anche le richieste di nuovi allacciamenti nell'area gas sono in leggero aumento rispetto all'anno precedente.

I dettagli degli investimenti operativi nell'area gas:

Gas (mln/euro)	giu-23	giu-22	Var. Ass.	Var.%
Reti e impianti	64,6	51,4	13,2	+25,7%
Acquisizione clienti Gas e altro vendita	13,0	6,8	6,2	+91,2%
Tlr/Servizi Energia	11,7	7,6	4,1	+53,9%
Totale gas lordi	89,3	65,9	23,4	+35,5%
Contributi conto capitale	‐	0,5	(0,5)	(100,0)%
Totale gas netti	89,3	65,4	23,9	+36,5%

Energia elettrica 1.05.02

Il primo semestre 2023 mostra un'importante crescita rispetto all'analogo periodo del 2022, sia in termini di marginalità che di volumi venduti a clienti finali, grazie allo sviluppo commerciale, principalmente nel mercato libero, alle offerte innovative (relative alla mobilità elettrica, al fotovoltaico, al riscaldamento e al condizionamento) e ai servizi a valore aggiunto. A questo si aggiunge che Hera Comm Spa si è aggiudicata tramite gara i seguenti lotti del territorio nazionale:

• quattro dei diciassette lotti della gara Consip EE20 per la fornitura di energia elettrica alle Pubbliche amministrazioni nel 2023 in: provincia di Roma, Campania, Calabria e lotto Italia, confermando il numero di lotti aggiudicati nella gara precedente;
• tre dei nove lotti del servizio a tutele graduali per la fornitura di energia elettrica alle Pmi per il periodo dal 1° luglio 2021 al 30 giugno 2024 in: Campania, Marche, Umbria, Abruzzo, Molise, Basilicata, Calabria, Sicilia, Sardegna;
• due dei nove lotti del servizio di Salvaguardia per gli anni 2023 e 2024 in: Campania, Abruzzo, Umbria e Calabria, aggiudicandosi un lotto in più rispetto al biennio precedente;
• uno dei dodici lotti del servizio a tutele graduali per la fornitura di energia elettrica alle microimprese per il periodo dal 1° aprile 2023 al 31 marzo 2027 in: Friuli-Venezia Giulia, Trentino-Alto Adige e nelle province di Belluno, Venezia e Verona.

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

(mln/euro)	Giu-23	Giu-22	Var. Ass.	Var. %
Margine operativo lordo area	114,4	40,1	74,3	+185,3%
Margine operativo lordo * Gruppo	718,3	631,2	87,1	+13,8%
Peso percentuale	15,9%	6,4%	9,5 p.p.

* si intendono i risultati adjusted come evidenziato nel capitolo 1.03

Il numero di clienti energia elettrica è in crescita di 234,5 mila unità, corrispondenti a un incremento del 16,7% rispetto allo stesso periodo del 2022. La crescita è avvenuta principalmente nel mercato libero per circa 247,2 mila clienti (+19,2%, pari a +17,6% sul totale) sia per effetto del rafforzamento dell'azione commerciale messa in atto, sia per il contributo positivo delle gare Consip e del servizio a tutele graduali, grazie anche al nuovo lotto, citato in precedenza, che fornirà energia elettrica per le microimprese. Risulta in crescita anche il mercato in Salvaguardia per 15,2 mila unità (+106,8%, pari a +1,1% sul totale) grazie all'aggiudicazione di un lotto in più nella gara per il periodo 2023-2024. Tali effetti riescono ampiamente a compensare la flessione, di circa 27,9 mila clienti (-28,0%, pari a -2% sul totale), registrata nel mercato tutelato.

Si conferma l'apprezzamento e la fidelizzazione da parte dei clienti dei servizi a valore aggiunto offerti dal Gruppo, ai quali hanno aderito circa 45 mila clienti nei primi sei mesi del 2023.

VOLUMI VENDUTI (GWh)

I volumi venduti di energia elettrica risultano in crescita di 971,6 GWh, pari al 16,9%, rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente. Tale andamento è generato dall'incremento dei volumi nei mercati tradizionali per 754,7 GWh (13,1% rispetto al totale), che passano da 5.363,2 GWh del 2022 a 6.117,9 GWh del 2023, trainato principalmente dal contributo delle Gare Consip nel mercato libero che viene parzialmente compensato da un lieve calo nel mercato tutelato. Nel mercato della Salvaguardia si registra un aumento di 216,9 GWh, pari al 3,8% rispetto al totale, per il diverso perimetro servito.

La sintesi dei risultati economici dell'area:

Conto economico (mln/euro)	Giu-23	Inc.%	Giu-22	Inc.%	Var. Ass.	Var.%
Ricavi	2.225,8		1.984,6		241,2	+12,2%
Costi operativi	(2.095,2)	(94,1)%	(1.931,2)	(97,3)%	164,0	+8,5%
Costi del personale	(27,3)	(1,2)%	(21,4)	(1,1)%	5,9	+27,5%
Costi capitalizzati	11,1	0,5%	8,1	0,4%	3,0	+37,2%
Margine operativo lordo	114,4	5,1%	40,1	2,0%	74,3	+185,3%

RICAVI (mln/euro)

I ricavi registrano un aumento di 241,2 milioni di euro rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente. Tale andamento, nonostante il calo delle quotazioni energetiche, beneficia dei maggiori ricavi delle attività di vendita e intermediazione per 311 milioni di euro, principalmente per effetto della crescita dei volumi venduti e degli oneri di sistema: questi ultimi, che erano stati azzerati per fronteggiare la crisi energetica, sono stati del tutto ripristinati. Questi effetti sono parzialmente mitigati dai minori ricavi di produzione energia elettrica per 79 milioni di euro.

Infine, si registrano maggiori ricavi per i servizi a valore aggiunto per i clienti per 7 milioni di euro.

L'aumento dei ricavi si riflette in maniera proporzionale anche sui costi operativi che evidenziano un aumento di 164 milioni di euro. Tale andamento è dovuto principalmente alle attività di vendita per effetto dei maggiori volumi venduti.

MARGINE OPERATIVO LORDO (mln/euro)

Il margine operativo lordo registra una crescita di 74,3 milioni di euro, pari al 185,3%, principalmente per le attività di vendita legate ai maggiori volumi venduti derivanti dallo sviluppo della base clienti sia nei mercati tradizionali, che nella Salvaguardia per il nuovo lotto aggiudicato. In crescita le attività dei servizi a valore aggiunto, che registrano un aumento del margine di 3,0 milioni di euro.

Nell'area energia elettrica gli investimenti del primo semestre 2023 ammontano a 48,3 milioni di euro, in crescita di 16,3 milioni di euro rispetto all'anno precedente.

Nella distribuzione energia elettrica, gli interventi realizzati riguardano prevalentemente la manutenzione straordinaria e il potenziamento di impianti e reti di distribuzione nei territori di Modena, Imola, Trieste e Gorizia, oltre al proseguimento delle attività di sostituzione massiva dei contatori e agli interventi per il miglioramento della resilienza della rete.

Nella vendita di energia, gli investimenti nelle attività connesse all'acquisizione di nuovi clienti sono in aumento di 12,8 milioni di euro. Anche le richieste di nuovi allacciamenti sono in lieve crescita rispetto all'anno precedente.

INVESTIMENTI NETTI ENERGIA ELETTRICA (mln/euro)

48,3 milioni di euro investimenti netti energia elettrica li investimenti operativi nell'area energia elettrica:

Energia elettrica (mln/euro)	giu-23	giu-22	Var. Ass.	Var.%
Reti e impianti	25,2	21,6	3,6	+16,7%
Acquisizione clienti EE e altro vendita	23,2	10,4	12,8	+123,1%
Totale energia elettrica lordi	48,3	32,0	16,3	+50,9%
Contributi conto capitale	‐	‐	‐	+0,0%
Totale energia elettrica netti	48,3	32,0	16,3	+50,9%

Ciclo idrico integrato 1.05.03

Risultati in crescita nel primo semestre 2023

Nel primo semestre 2023 l'area ciclo idrico integrato presenta risultati in crescita rispetto all'anno precedente, con un margine operativo lordo a 128,6 milioni di euro.

Dal punto di vista normativo si segnala che il 2023 è il quarto anno di applicazione del metodo tariffario, definito dall'Autorità per il terzo periodo regolatorio (Mti-3), 2020-2023 (delibera 580/2019). A ciascun gestore è riconosciuto un ricavo (Vrg) determinato sulla base dei costi operativi e dei costi di capitale, in funzione degli investimenti realizzati, in un'ottica di crescente efficienza dei costi, nonché di misure tese a promuovere e valorizzare interventi per la sostenibilità e la resilienza.

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

(mln/euro)	Giu-23	Giu-22	Var. Ass.	Var.%
Margine operativo lordo area	128,6	125,3	3,3	+2,6%
Margine operativo lordo * Gruppo	718,3	631,2	87,1	+13,8%
Peso percentuale	17,9%	19,9%	(2,0) pp

* si intendono i risultati adjusted come evidenziato nel capitolo 1.03

CLIENTI (mgl)

Il numero di clienti acqua aumenta rispetto a giugno 2022 di 8,7 mila, pari allo 0,6%, a conferma della moderata tendenza di crescita organica nei territori di riferimento del Gruppo. La crescita è riferita per l'84% al territorio emiliano-romagnolo gestito da Hera Spa, per l'8% al territorio servito da AcegasApsAmga Spa e per la restante parte al territorio servito da Marche Multiservizi Spa.

Di seguito i principali indicatori quantitativi dell'area:

139,1 milioni di mc: quantità gestita in acquedotto

I volumi erogati tramite acquedotto, che si attestano a 139,1 milioni di mc, presentano un lieve calo pari allo 0,6% rispetto a giugno 2022, per un ammontare di 0,8 milioni di mc. A giugno 2023 le quantità gestite relative alla fognatura sono pari a 114,3 milioni di mc, in lieve crescita rispetto allo scorso anno dello 0,3%, mentre quelle relative alla depurazione si attestano a 114,3 milioni di mc, con una crescita pari all' 1,5%, rispetto a giugno 2022. I volumi somministrati, a seguito della delibera 580/2019 dell'Autorità, sono un indicatore di attività dei territori in cui il ruppo opera e sono oggetto di perequazione per effetto della normativa che prevede il riconoscimento di un ricavo regolato indipendente dai volumi distribuiti.

La sintesi dei risultati economici dell'area:

Conto economico (mln/euro)	Giu-23	Inc.%	Giu-22	Inc.%	Var. Ass.	Var.%
Ricavi	493,3		490,1		3,2	+0,7%
Costi operativi	(267,5)	(54,2)%	(272,5)	(55,6)%	(5,0)	(1,8)%
Costi del personale	(99,4)	(20,2)%	(94,0)	(19,2)%	5,4	+5,7%
Costi capitalizzati	2,1	0,4%	1,8	0,4%	0,3	+17,1%
Margine operativo lordo	128,6	26,1%	125,3	25,6%	3,3	+2,6%

I ricavi del ciclo idrico sono in leggera crescita rispetto all'anno precedente passando dai 490,1 milioni di euro di giugno 2022 ai 493,3 milioni di euro dell'equivalente periodo dell'anno in corso. In evidenza i maggiori ricavi per circa 2,0 milioni di euro, per commesse e opere conto terzi realizzate nei primi sei mesi del 2023.

Il calo nei costi operativi a giugno 2023 è correlato principalmente ai minori costi di approvvigionamento di componenti energetiche come conseguenza di uno scenario energetico con prezzi delle materie prime energetiche in flessione rispetto a quanto consuntivato lo scorso anno. Tale effetto è solo in parte contenuto dalla crescita dei costi per le maggiori opere per commesse e lavori conto terzi realizzati nel primo semestre dell'anno in corso. Si evidenziano infine la crescita dei costi operativi nella gestione di reti e impianti e i maggiori costi legati al rialzo dei listini di tutte le principali forniture di materiali ed in particolare dei prodotti chimici e delle prestazioni di servizi.

MARGINE OPERATIVO LORDO (mln/euro)

Il margine operativo lordo presenta una crescita di 3,3 milioni di euro, pari al 2,6%, passando dai 125,3 milioni di euro di giugno 2022 ai 128,6 milioni di euro dell'analogo periodo 2023.

Al primo semestre 2023 gli investimenti netti nell'area ciclo idrico integrato ammontano a 81,2 milioni di euro, rispetto agli 87,3 milioni di euro dell'anno precedente. La riduzione di 6,1 milioni di euro causata prevalentemente dai ritardi nell'esecuzione dei lavori dovuti agli effetti dell'alluvione che ha interessato vaste zone della Romagna e dell'Appenino emiliano-romagnolo. Al lordo dei contributi in conto capitale ricevuti, gli investimenti effettuati ammontano a 92,9 milioni di euro.

Gli investimenti sono riferiti principalmente a estensioni, bonifiche e potenziamenti di reti e impianti, oltre che agli adeguamenti normativi riguardanti soprattutto l'ambito depurativo e fognario e sono stati realizzati per 58,8 milioni di euro nell'acquedotto, per 23,7 milioni di euro nella fognatura e per 10,5 milioni di euro nella depurazione.

INVESTIMENTI NETTI CICLO IDRICO (mln/euro)

Fra i principali interventi si segnalano: nell'acquedotto, il proseguimento delle attività di bonifica su reti e allacci legate alla delibera Arera 917/2017 sulla regolazione della qualità tecnica del servizio idrico integrato, con specifici interventi di rinnovo e potenziamento finalizzati anche a contrastare i rischi di carenza idrica legati alle particolari condizioni di siccità sempre più frequenti, come la realizzazione di collegamenti idraulici in grado di ampliare le interconnessioni dei sistemi idrici. Continuano le importanti manutenzioni delle opere di presa sul torrente Setta a servizio del potabilizzatore di Sasso Marconi e il potenziamento delle reti idriche in altri territori serviti e la sostituzione massiva dei misuratori, inoltre è iniziato lo sviluppo del progetto del nuovo sistema di approvvigionamento di Castel Bolognese e dell'importante intervento di bonifica di una condotta idrica di adduzione da Pontelagoscuro a Ferrara. Nella fognatura, oltre al proseguimento della realizzazione del piano di salvaguardia della balneazione (Psbo) di Rimini, si segnalano gli interventi manutentivi di riqualificazione della rete fognaria in altri territori serviti e le opere di adeguamento scarichi alla Dgr 201/2016. Nella depurazione, meritano evidenza il potenziamento dell'impianto in comune di San Giovanni in Persiceto e il proseguimento del revamping del depuratore di Gramicia a Ferrara con la sostituzione delle centrifughe fanghi. Le richieste per nuovi allacciamenti idrici e fognari sono in flessione rispetto all'anno precedente. I contributi in conto capitale, pari a 11,8 milioni di euro, sono in aumento di 2,9 milioni di euro rispetto l'anno precedente e sono comprensivi di 9,4 milioni di euro derivanti dalla componente della tariffa prevista dal metodo tariffario per il Fondo Nuovi Investimenti (FoNI).

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

Ciclo idrico integrato (mln/euro)	giu-23	giu-22	Var. Ass.	Var.%
Acquedotto	58,8	59,3	(0,5)	(0,8)%
Depurazione	10,5	16,0	(5,5)	(34,4)%
Fognatura	23,7	20,8	2,9	+13,9%
Totale ciclo idrico integrato lordi	92,9	96,2	(3,3)	(3,4)%
Contributi conto capitale	11,8	8,9	2,9	+32,6%
di cui per FoNI (Fondo Nuovi investimenti)	9,4	8,1	1,3	+16,0%
Totale ciclo idrico integrato netti	81,2	87,3	(6,1)	(7,0)%

Ambiente 1.05.04

Nel primo semestre del 2023, l'area ambiente ha contribuito per il 22,7% alla marginalità del Gruppo Hera, presentando un margine operativo lordo in aumento di 12,2 milioni di euro rispetto all'anno precedente. Anche in questa prima metà dell'anno quindi, il Gruppo continua a garantire un importante livello di crescita, in un contesto caratterizzato dal rallentamento dell'inflazione, dalla flessione della produzione industriale, con ripercussioni anche sulla produzione di rifiuti in particolare di matrice industriale, e da un aumento della pressione competitiva nei mercati presidiati. Mol in crescita

Nei primi sei mesi del 2023 sono proseguite tutte le principali iniziative in chiave di economia circolare, oltre alla produzione di energia rinnovabile e al recupero di materia, anche collaborando con aziende del territorio per supportarle nell'impiego di processi e tecnologie che riducono gli impatti delle loro attività sull'ambiente, con particolare attenzione alla gestione dei rifiuti e minimizzando la percentuale destinata a smaltimento.

Tutto ciò è frutto di un attento lavoro sui processi delle aziende partner da parte del team Herambiente Servizi Industriali (Hasi), controllata del Gruppo Hera, capace di ingegnerizzare al massimo la separazione dei rifiuti nel momento in cui vengono prodotti, con un'attenzione particolare anche alla catena logistica, in modo da ottimizzarne la movimentazione.

La tutela delle risorse ambientali si conferma anche nel 2023 un obiettivo prioritario, così come la massimizzazione del loro riutilizzo; ne è dimostrazione anche la particolare attenzione dedicata allo sviluppo della raccolta differenziata che, grazie al forte impegno che il Gruppo ha messo in campo in tutti territori gestiti, si incrementa di quattro punti percentuali rispetto ai valori dei primi sei mesi del 2022.

Di seguito le variazioni a livello di margine operativo lordo:

(mln/euro)	Giu-23	Giu-22	Var. Ass.	Var.%
Margine operativo lordo area	162,9	150,7	12,2	+8,1%
Margine operativo lordo * Gruppo	718,3	631,2	87,1	+13,8%
Peso percentuale	22,7%	23,9%	(1,2) pp

* si intendono i risultati adjusted come evidenziato nel capitolo 1.03

Nella tabella di seguito riportata è esposta l'analisi dei volumi commercializzati e trattati dal ruppo nei primi sei mesi del 2023:

Dati quantitativi (mgl/t)	Giu-23	Giu-22	Var. Ass.	Var. %
Rifiuti urbani	1.166,6	1.082,0	84,6	+7,8%
Rifiuti da mercato	1.397,1	1.353,1	44,0	+3,3%
Rifiuti commercializzati	2.563,7	2.435,1	128,6	+5,3%
Sottoprodotti impianti	1.486,9	1.237,6	249,3	+20,1%
Rifiuti trattati per tipologia	4.050,6	3.672,7	377,9	+10,3%

L'analisi dei dati quantitativi evidenzia un incremento dei rifiuti commercializzati dovuto sia all'incremento dei rifiuti urbani che da mercato. Per quanto i riguarda i rifiuti urbani, nel primo semestre del 2023 si registra un incremento pari al 7,8% rispetto all'anno precedente dovuto principalmente ai rifiuti da alluvione, per approfondimenti si rimanda al paragrafo 1.02.01 dedicato interamente all'alluvione.

I volumi da mercato risultano invece in crescita rispetto allo stesso periodo del 2022 del 3,3%, grazie al consolidamento dei rapporti commerciali esistenti, allo sviluppo del portafoglio clienti e alle recenti acquisizioni societarie.

Infine, i sottoprodotti degli impianti presentano valori in aumento del 20,1% rispetto all'anno precedente principalmente per maggiore piovosità rispetto allo stesso periodo del 2022.

RACCOLTA DIFFERENZIATA (%)

Come già anticipato, la raccolta differenziata di rifiuti urbani si attesta al 70,4% in crescita di +4,0 punti percentuali rispetto all'anno precedente, grazie allo sviluppo dei progetti nei territori gestiti dal Gruppo.

Il Gruppo Hera opera nel ciclo completo dei rifiuti con 101 impianti di trattamento di rifiuti urbani e speciali e di rigenerazione dei materiali plastici. Tra i principali impianti si evidenziano: 9 termovalorizzatori, 13 impianti di compostaggio/digestori, 17 impianti di selezione.

La cura e l'attenzione al parco impiantistico è da sempre un elemento distintivo della propensione all'eccellenza del ruppo: proseguono infatti le operazioni per fornire gli impianti delle migliori tecnologie disponibili.

Dati quantitativi (mgl/t)	Giu-23	Giu-22	Var. Ass.	Var. %
Discariche	299,7	346,0	(46,3)	(13,4)%
Termovalorizzatori	621,1	558,5	62,6	+11,2%
Impianti di selezione e altro	308,7	287,1	21,6	+7,5%
Impianti di compostaggio e stabilizzazione	246,9	240,4	6,5	+2,7%
Impianti di inertizzazione e chimico-fisici	919,2	775,0	144,2	+18,6%
Altri impianti	1.655,1	1.465,6	189,5	+12,9%
Rifiuti trattati per impianto	4.050,6	3.672,7	377,9	+10,3%
Plastica riciclata da Aliplast	43,3	39,2	4,1	+10,5%

Il trattamento dei rifiuti evidenzia un incremento complessivo, pari al 10,3%, rispetto ai primi sei mesi del 2022. Analizzando le singole filiere, si segnalano quantitativi in diminuzione in discarica mentre, per quanto riguarda i termovalorizzatori, l'andamento in aumento è dovuto principalmente ai maggiori volumi nell'impianto di Modena e in quello di Trieste, oggetto rispettivamente di manutenzione ordinaria e di revamping nello stesso periodo del 2022, L'incremento delle quantità negli impianti di selezione è imputabile alle maggiori quantità trattate in tutti gli impianti grazie allo sviluppo della raccolta differenziata e alle recenti acquisizioni. Negli impianti di compostaggio e stabilizzazione i volumi sono in aumento principalmente per variazioni di perimetro, mentre nella filiera degli impianti d'inertizzazione e chimico-fisici i quantitativi in aumento sono riconducibili prevalentemente ai maggiori volumi di rifiuti liquidi trattati. Infine, si segnala l'incremento anche nella filiera altri impianti, principalmente riconducibile alle recenti acquisizioni, agli impianti di stoccaggio utilizzati per la gestione dei rifiuti da alluvione e agli impianti terzi.

Una sintesi dei risultati economici dell'area:

Conto economico (mln/euro)	Giu-23	Inc.%	Giu-22	Inc.%	Var. Ass.	Var.%
Ricavi	849,9		758,4		91,5	+12,1%
Costi operativi	(571,8)	(67,3)%	(513,1)	(67,7)%	58,7	+11,4%
Costi del personale	(124,4)	(14,6)%	(110,4)	(14,6)%	14,0	+12,7%
Costi capitalizzati	9,2	1,1%	15,8	2,1%	(6,6)	(41,9)%
Margine operativo lordo	162,9	19,2%	150,7	19,9%	12,2	+8,1%

Nel primo semestre 2023, i ricavi sono in crescita rispetto allo scorso anno del 12,1%. In evidenza l'incremento di 79,3 milioni di euro di ricavi legati alle recenti acquisizioni nel mercato Industria, i maggiori ricavi da smaltimento per lo sviluppo dell'attività commerciale sul mercato utilities per circa 7 milioni di euro.

I costi operativi nel 2023 crescono dell'11,4%. Si segnala una contrazione dei costi per l'acquisto di materie prime conseguente al calo dei prezzi delle commodities, e, nel mercato del trattamento un incremento dei costi di manutenzione e dei materiali di consumo in particolare prodotti chimici. Si rilevano inoltre maggiori costi sia per effetto della variazione di perimetro rispetto allo stesso periodo del precedente esercizio, sia per i servizi di trasporto e trattamento per la gestione dei sottoprodotti a causa dell'incremento dei prezzi dei fornitori. Per quanto riguarda l'igiene urbana, si segnalano maggiori attività legate allo sviluppo di nuovi progetti di raccolta differenziata.

MARGINE OPERATIVO LORDO (mln/euro)

L'incremento del margine operativo lordo è dovuto principalmente alle recenti acquisizioni per circa 10,3 milioni di euro e l'aumento della marginalità della gestione energia per 14,6 milioni di euro. Tali effetti positivi sono in parte compensati dall'aumento dei prezzi d'acquisto dei materiali di consumo e dei costi di trattamento e trasporto.

li investimenti netti nell'area ambiente riguardano gli interventi di manutenzione e potenziamento degli impianti di trattamento rifiuti e ammontano a 48,5 milioni di euro, in diminuzione di 10,9 milioni di euro rispetto all'anno precedente.

La filiera compostaggi/digestori presenta un decremento degli investimenti pari a 3,9 milioni di euro rispetto al 2022: tale calo è legato alla realizzazione nel primo semestre 2022 di un impianto con produzione di biometano a Spilamberto, attività che ha generato un incremento non permanente delle Capex nel 2022.

Gli investimenti sulle discariche aumentano di 6,3 milioni di euro per gli interventi effettuati sugli impianti di Cordenons, Galliera e Gaggio Montano, oltre alle realizzazioni di Marche Multiservizi Spa sul quarto lotto dell'impianto di Cà Asprete.

La filiera Wte presenta un decremento negli investimenti di 7,6 milioni di euro attribuibile agli importanti lavori svolti nel primo periodo dell'anno precedente per il revamping della linea due dell'impianto di Trieste e alle manutenzioni straordinarie programmate sull'impianto di Rimini, Modena e Bologna, mentre nella filiera impianti rifiuti industriali la riduzione di 8,6 milioni di euro è dovuta principalmente al revamping dell'impianto F3 di Ravenna, anch'esso realizzato nel primo semestre del 2022.

La filiera isole ecologiche e attrezzature di raccolta presenta investimenti in crescita di 2,0 milioni di euro rispetto all'anno precedente, mentre nella filiera degli impianti di selezione e recupero si registra complessivamente un incremento di 1,3 milioni di euro per il delta perimetro dovuto all'acquisizione della società A.C.R. Spa e altri interventi che più che compensano la riduzione registrata dalla società Aliplast Spa, quest'ultima dovuta ai maggiori investimenti effettuati nell'anno precedente per l'acquisto degli immobili delle sedi operative.

INVESTIMENTI NETTI AMBIENTE (mln/euro)

48,5 milioni di euro investimenti netti ambiente

Il dettaglio degli investimenti operativi nell'area ambiente:

Ambiente (mln/euro)	giu-23	giu-22	Var. Ass.	Var.%
Compostaggi/digestori	4,1	8,0	(3,9)	(48,8)%
Discariche	10,4	4,1	6,3	+153,7%
WTE	7,0	14,6	(7,6)	(52,1)%
Impianti RI	5,4	14,0	(8,6)	(61,4)%
Isole ecologiche e attrezzature di raccolta	7,8	5,8	2,0	+34,5%
Impianti trasbordo, selezione e altro	14,2	12,9	1,3	+10,1%
Totale ambiente lordi	48,8	59,4	(10,6)	(17,8)%
Contributi conto capitale	0,3	‐	0,3	+100,0%
Totale ambiente netti	48,5	59,4	(10,9)	(18,4)%

Altri servizi 1.05.05

Marginalità in crescita

L'area altri servizi raccoglie i business minori gestiti dal ruppo. Ne fanno parte: la pubblica illuminazione, in cui l'impegno del ruppo Hera è rivolto alla progettazione, realizzazione e mantenimento degli impianti di illuminazione creando sicurezza sul territorio, impiegando tecnologie all'avanguardia e con costante attenzione all'economia circolare e alla sostenibilità; le telecomunicazioni, in cui il Gruppo attraverso la propria digital company offre servizi di connettività per privati e aziende, telefonia e data center; i servizi cimiteriali. A giugno 2023, il risultato dell'area altri servizi si attesta a 19,4 milioni di euro, in crescita di 3,6 milioni di euro rispetto all'anno precedente.

Di seguito le variazioni del margine operativo lordo:

(mln/euro)	Giu-23	Giu-22	Var. Ass.	Var.%
Margine operativo lordo area	19,4	15,8	3,6	+22,7%
Margine operativo lordo * Gruppo	718,3	631,2	87,1	+13,8%
Peso percentuale	2,7%	2,5%	0,2 p.p.

* si intendono i risultati adjusted come evidenziato nel capitolo 1.03

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

Dati quantitativi	Giu-23	Giu-22	Var. Ass.	Var.%
Illuminazione pubblica
Punti luce (mgl)	626,0	585,8	40,2	+6,9%
di cui a led	39,8%	37,7%	2,1 p.p.
Comuni serviti	207,0	195,0	12,0	+6,2%

Il Gruppo Hera nel corso del primo semestre 2023 ha acquisito circa 62,1 mila punti luce in 31 nuovi comuni. Sotto il profilo geografico, le acquisizioni maggiormente significative sono state ottenute: nel Triveneto per circa 16,7 mila punti luce, in Emilia-Romagna per circa 11,5 mila punti luce in Toscana per circa 11,5 mila punti luce, in Umbria per circa 9,7 mila punti luce, in Lombardia per circa 5,2 mila punti luce. Si segnalano infine le acquisizioni fatte nelle altre regioni prevalentemente del centro Italia per circa 7,5 mila punti luce. Gli incrementi del periodo compensano pienamente la perdita di circa 21,9 mila punti luce e di 19 comuni gestiti prevalentemente nel Triveneto.

Cresce anche la percentuale dei punti luce gestiti che utilizzano lampade a led che si attesta al 39,8%, in crescita di 2,1 punti percentuali. Tale andamento evidenzia l'attenzione costante del ruppo a una gestione sempre più efficiente e sostenibile dell'illuminazione pubblica.

Tra gli indicatori quantitativi dell'area altri servizi si evidenziano anche i 4.550 km di rete proprietaria a banda ultra-larga in fibra ottica che il Gruppo Hera possiede attraverso la propria digital company, Acantho Spa. Tale rete serve le principali città del territorio emiliano-romagnolo, Padova e Trieste, e fornisce ad aziende e privati una connettività ad alte prestazioni, elevata affidabilità e massima sicurezza di sistemi, dati e continuità del servizio.

I risultati economici dell'area sono:

Conto economico (mln/euro)	Giu-23	Inc.%	Giu-22	Inc.%	Var. Ass.	Var.%
Ricavi	88,1		82,2		5,9	+7,2%
Costi operativi	(58,7)	(66,6)%	(56,6)	(68,9)%	2,1	+3,7%
Costi del personale	(11,3)	(12,8)%	(11,0)	(13,4)%	0,3	+2,7%
Costi capitalizzati	1,2	1,4%	1,2	1,5%	‐	+0,0%
Margine operativo lordo	19,4	22,0%	15,8	19,3%	3,6	+22,7%

RICAVI (mln/euro)

Alla crescita dei ricavi contribuisce per 2,9 milioni di euro il business dell'illuminazione pubblica, prevalentemente per l'avanzamento dei nuovi cantieri di riqualificazione energetica. Le telecomunicazioni contribuiscono alla crescita dei ricavi per complessivi 2,5 milioni di euro grazie alle maggiori attività nei servizi di telefonia e connettività.

La crescita dei costi nel business dell'illuminazione è legata alle attività di riqualificazione già evidenziate tra i ricavi, in parte compensata dai minori costi della componente energetica della materia prima, che lo scorso anno risentiva del significativo rialzo dei prezzi dei vettori energetici. In crescita anche i costi operativi legati l'andamento dei servizi delle telecomunicazioni.

MARGINE OPERATIVO LORDO (mln/euro)

Il margine operativo lordo del business degli altri servizi complessivamente presenta una crescita del 22,7% con un controvalore di 3,6 milioni di euro grazie al contributo dell'illuminazione pubblica e delle Telecomunicazioni.

Nel primo semestre 2023 gli investimenti netti nell'area altri servizi sono pari a 4,5 milioni di euro, sostanzialmente allineati rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente.

Nelle telecomunicazioni sono stati realizzati 3,7 milioni di euro di investimenti in rete e in servizi Tlc. Nel servizio di illuminazione pubblica, gli investimenti sono relativi agli interventi di manutenzione, riqualificazione e ammodernamento degli impianti di illuminazione dei territori gestiti e ammontano a 0,8 milioni di euro, in linea con l'anno precedente.

INVESTIMENTI NETTI ALTRI SERVIZI (mln/euro)

I dettagli degli investimenti operativi nell'area altri servizi:

Altri Servizi (mln/euro)	giu-23	giu-22	Var. Ass.	Var.%
Tlc	3,7	3,8	(0,1)	(2,6)%
Illuminazione pubblica e semaforica	0,8	0,8	‐	+0,0%
Totale altri servizi lordi	4,5	4,6	(0,1)	(2,2)%
Contributi conto capitale	‐	‐	‐	+0,0%
Totale altri servizi netti	4,5	4,6	(0,1)	(2,2)%

SCHEMI DI BILANCIO 2.01

Conto economico 2.01.01

mln/euro	note	1° semestre 2023	1° semestre 2022
Ricavi	1	8.297,5	8.896,0
Altri ricavi operativi	2	299,3	219,4
Materie prime e materiali	3	(5.868,0)	(7.150,5)
Costi per servizi	4	(1.576,2)	(1.105,2)
Costi del personale	5	(330,4)	(308,7)
Altre spese operative	6	(41,5)	(39,3)
Costi capitalizzati	7	30,6	31,2
Ammortamenti accantonamenti e svalutazioni	8	(343,6)	(296,3)
Utile operativo		467,7	246,6
Quota di utili (perdite) di joint venture e società collegate	9	5,9	6,1
Proventi finanziari	10	68,9	41,1
Oneri finanziari	11	(165,3)	(98,1)
Gestione finanziaria		(90,5)	(50,9)
Utile prima delle imposte		377,2	195,7
Imposte	12	(103,0)	(56,7)
Utile netto del periodo		274,2	139,0
Attribuibile:
azionisti della Controllante		253,9	120,6
azionisti di minoranza		20,3	18,4
Utile per azione
di base	17	0,175	0,083
diluito	17	0,175	0,083

Ai sensi della delibera Consob 15519 del 2 luglio 2006, gli effetti dei rapporti con parti correlate sono evidenziati nell'apposito schema di conto economico riportato al paragrafo 2.03.01 del presente bilancio consolidato.

Conto economico complessivo 2.01.02

mln/euro	note	1° semestre 2023	1° semestre 2022
Utile (perdita) netto del periodo		274,2	139,0
Componenti riclassificabili a conto economico
Fair value derivati, variazione del periodo	27	(191,8)	(36,8)
Effetto fiscale relativo alle componenti riclassificabili		55,1	10,9
Componenti non riclassificabili a conto economico
Utili (perdite) attuariali fondi benefici ai dipendenti	30	1,8	11,0
Partecipazioni valutate al fair value	26	(0,5)	(6,5)
Effetto fiscale relativo alle componenti non riclassificabili		‐	(2,3)
Totale utile (perdita) complessivo del periodo		138,8	115,3
Attribuibile:
azionisti della controllante		114,3	99,7
azionisti di minoranza		24,5	15,6

Situazione patrimoniale-finanziaria 2.01.03

mln/euro	note	30-giu-23	31-dic-22
ATTIVITÀ
Attività non correnti
Immobilizzazioni materiali	21	1.989,8	1.984,4
Diritti d'uso	22	78,6	84,2
Attività immateriali	23	4.560,9	4.417,4
Avviamento	24	870,5	848,1
Partecipazioni	25	212,6	190,3
Attività finanziarie non correnti	18	146,6	151,8
Attività fiscali differite	14	274,8	240,4
Strumenti derivati	27	2,0	1,0
Totale attività non correnti		8.135,8	7.917,6
Attività correnti
Rimanenze	30	1.107,9	995,1
Crediti commerciali	31	2.345,9	3.875,0
Attività finanziarie correnti	18	65,8	77,7
Attività per imposte correnti	13	45,6	46,0
Altre attività correnti	33	645,3	642,5
Strumenti derivati	27	664,6	1.622,2
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	18	1.254,8	1.942,4
Totale attività correnti		6.129,9	9.200,9
TOTALE ATTIVITÀ		14.265,7	17.118,5

Ai sensi della delibera Consob 15519 del 2 luglio 2006, gli effetti dei rapporti con parti correlate sono evidenziati nell'apposito schema della situazione patrimoniale-finanziaria riportato al paragrafo 2.03.02 del presente bilancio consolidato.

mln/euro	note	30-giu-23	31-dic-22
PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ
Capitale sociale e riserve
Capitale sociale	15	1.446,6	1.450,3
Riserve	15	1.622,3	1.692,9
Utile (perdita) del periodo	15	253,9	255,2
Patrimonio netto del Gruppo		3.322,8	3.398,4
Interessenze di minoranza	16	266,8	246,3
Totale patrimonio netto		3.589,6	3.644,7
Passività non correnti
Passività finanziarie non correnti	19	5.142,3	5.689,9
Passività non correnti per leasing	22	50,0	55,1
Trattamento di fine rapporto e altri benefici	28	85,7	92,0
Fondi per rischi e oneri	29	582,4	565,6
Passività fiscali differite	14	196,1	215,7
Strumenti derivati	27	23,9	6,3
Totale passività non correnti		6.080,4	6.624,6
Passività correnti
Passività finanziarie correnti	19	378,6	650,1
Passività correnti per leasing	22	20,1	21,3
Debiti commerciali	32	1.795,5	3.093,1
Passività per imposte correnti	13	104,5	17,1
Altre passività correnti	34	1.787,9	1.720,0
Strumenti derivati	27	509,1	1.347,6
Totale passività correnti		4.595,7	6.849,2
TOTALE PASSIVITÀ		10.676,1	13.473,8
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ		14.265,7	17.118,5

Ai sensi della delibera Consob 15519 del 2 luglio 2006, gli effetti dei rapporti con parti correlate sono evidenziati nell'apposito schema della situazione patrimoniale-finanziaria riportato al paragrafo 2.03.02 del presente bilancio consolidato.

Rendiconto finanziario 2.01.04

mln/euro	note	30-giu-23	30-giu-22
Risultato ante imposte		377,2	195,7
Rettifiche per ricondurre l'utile netto al flusso di cassa da attività operative
Ammortamenti e perdite di valore di attività	8	246,2	229,9
Accantonamenti ai fondi	8	97,4	66,4
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto	9	(5,9)	(6,1)
(Proventi) oneri finanziari	10	96,4	57,1
(Plusvalenze) minusvalenze e altri elementi non monetari		(49,4)	(25,8)
Variazione fondi rischi e oneri	29	(17,6)	(18,2)
Variazione fondi per benefici ai dipendenti	28	(5,4)	(6,1)
Totale cash flow prima delle variazioni del capitale circolante netto		738,9	492,9
(Incremento) decremento di rimanenze	35	(126,7)	(398,1)
(Incremento) decremento di crediti commerciali	35	1.309,7	193,5
Incremento (decremento) di debiti commerciali	35	(1.333,8)	(316,6)
Incremento/decremento di altre attività/passività correnti	35	208,0	243,0
Variazione capitale circolante		57,2	(278,2)
Dividendi incassati	35	6,6	6,4
Interessi attivi e altri proventi finanziari incassati	35	31,2	13,8
Interessi passivi, oneri netti su derivati e altri oneri finanziari pagati	35	(124,4)	(66,5)
Imposte pagate	35	(31,7)	(39,6)
Disponibilità generate dall'attività operativa (a)		677,8	128,8
Investimenti in immobilizzazioni materiali	21	(79,0)	(80,5)
Investimenti in attività immateriali	23	(239,4)	(206,5)
Investimenti in imprese controllate e rami aziendali al netto delle disponibilità liquide	26	(56,1)	(37,8)
Investimenti in altre partecipazioni	26	(24,0)	(11,1)
Prezzo di cessione di immobilizzazioni materiali e immateriali	26	1,5	1,1
(Incremento) decremento di altre attività d'investimento	26	54,2	10,5
Disponibilità generate (assorbite) dall'attività di investimento (b)		(342,8)	(324,3)
Nuove emissioni di debiti finanziari a lungo termine	20	614,9	500,0
Rimborsi di debiti finanziari non correnti	20	(600,0)	‐
Rimborsi e altre variazioni nette di debiti finanziari	20	(804,0)	(59,6)
Rimborsi di passività per leasing	20	(10,5)	(32,0)
Dividendi pagati ad azionisti Hera e interessenze di minoranza	20	(213,2)	(199,5)
Variazione azioni proprie in portafoglio	15	(9,8)	(15,8)
Disponibilità generate (assorbite) dall'attività di finanziamento (c)		(1.022,6)	182,5
Incremento (decremento) disponibilità liquide (a+b+c)		(687,6)	(13,0)
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti all'inizio del periodo	18	1.942,4	885,6
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti alla fine del periodo	18	1.254,8	872,6

Ai sensi della delibera Consob 15519 del 2 luglio 2006, gli effetti dei rapporti con parti correlate sono evidenziati nell'apposito schema di rendiconto finanziario riportato al paragrafo 2.03.03 del presente bilancio consolidato.

Prospetto delle variazioni del patrimonio netto 2.01.05

mln/euro	Capitale sociale	Riserve	derivati valutati al fair Riserve strumenti value	attuariali fondi benefici Riserve utili (perdite) dipendenti	Riserve partecipazioni valutate al fair value	Utile del periodo	Patrimonio netto	Interessenze di minoranza	Totale
Saldo al 31 dicembre 2121	1.459,6	1.352,8	93,6	(33,7)	(5,6)	333,5	3.200,2	216,6	3.416,8
Utile del periodo						120,6	120,6	18,4	139,0
Altre componenti del risultato complessivo:
fair value derivati, variazione del periodo			(22,4)				(22,4)	(3,5)	(25,9)
utili (perdite) attuariali fondi benefici ai dipendenti				8,0			8,0	0,7	8,7
fair value partecipazioni, variazione del periodo					(6,5)		(6,5)		(6,5)
Utile complessivo del periodo	‐	‐	(22,4)	8,0	(6,5)	120,6	99,7	15,6	115,3
variazione azioni proprie in portafoglio	(4,7)	(11,1)					(15,8)		(15,8)
variazione interessenza partecipativa		(8,1)	1,2				(6,9)	(3,7)	(10,6)
altri movimenti		0,1					0,1		0,1
Ripartizione dell'utile:
dividendi distribuiti						(174,7)	(174,7)	(19,1)	(193,8)
destinazione a riserve		158,8				(158,8)	‐		‐
Saldo al 30 giugno 2022	1.454,9	1.492,5	72,4	(25,7)	(12,1)	120,6	3.102,6	209,4	3.312,0
Saldo al 31 dicembre 2022	1.450,3	1.485,8	256,6	(31,8)	(17,7)	255,2	3.398,4	246,3	3.644,7
Utile del periodo						253,9	253,9	20,3	274,2
Altre componenti del risultato complessivo: fair value derivati,
variazione del periodo			(140,6)				(140,6)	3,9	(136,7)
utili (perdite) attuariali fondi benefici ai dipendenti				1,5			1,5	0,3	1,8
fair value partecipazioni, variazione del periodo					(0,5)		(0,5)		(0,5)
Utile complessivo del periodo	‐	‐	(140,6)	1,5	(0,5)	253,9	114,3	24,5	138,8
variazione azioni proprie in portafoglio	(3,7)	(6,1)					(9,8)		(9,8)
variazione interessenza partecipativa		0,9					0,9	(0,9)	‐
variazione area consolidamento							‐	32,7	32,7
altri movimenti		(0,1)					(0,1)		(0,1)
Ripartizione dell'utile:
dividendi distribuiti						(180,9)	(180,9)	(35,8)	(216,7)
destinazione a riserve		74,3				(74,3)	‐		‐
Saldo al 30 giugno 2023	1.446,6	1.554,8	116,0	(30,3)	(18,2)	253,9	3.322,8	266,8	3.589,6

NOTE ESPLICATIVE 2.02

Introduzione 2.02.01

Il bilancio semestrale consolidato abbreviato al 30 giugno 2023 è stato predisposto in applicazione del Regolamento (CE) 1606/2002 del 19 luglio 2002, in conformità ai principi contabili internazionali Ifrs emessi dall'International Accounting standard board (Iasb) e omologati dalla Commissione Europea, nonché ai provvedimenti emanati in attuazione dell'art. 9 del D.Lgs. 38/2005. Per Ifrs si intendono anche gli International accounting standards (Ias) tuttora in vigore, i documenti interpretativi emessi dall'International Financial Reporting Standards Interpretation Commitee (Ifrs Ic) e dal precedente Standing interpretation commitee (Sic).

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 2022, al quale si rinvia per completezza di trattazione.

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

Il principio generale adottato nella predisposizione del presente bilancio semestrale consolidato abbreviato è quello del costo, a eccezione delle attività e passività (inclusi gli strumenti derivati) per le quali è richiesta la valutazione a fair value.

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

Le informazioni relative all'attività del ruppo 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 2023 è stato predisposto dal Consiglio di Amministrazione e dallo stesso approvato nella seduta del 26 luglio 2023. Lo stesso è assoggettato a revisione contabile limitata da parte della società Deloitte & Touche Spa.

Contenuto e forma del bilancio

Il presente bilancio semestrale consolidato abbreviato è costituito da:

• schemi primari di bilancio; sono i medesimi già adottati per il bilancio consolidato al 31 dicembre 2022 e presentano le seguenti caratteristiche:
• – il prospetto di conto economico contiene le 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, presentato in un documento separato, distingue fra componenti riclassificabili e non riclassificabili a conto economico;
• – 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;
• – il prospetto delle variazioni di patrimonio netto espone in modo separato le altre componenti del conto economico complessivo;
• note esplicative; in continuità con il 31 dicembre 2022, le note di commento sono state riorganizzate aggregandole per argomento trattato, al fine di rendere più efficace e organizzata l'informativa presentata. Sono stati in ogni caso conservati i riferimenti diretti con gli schemi di bilancio.

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

Gli schemi di bilancio e i dati inseriti nelle note esplicative sono tutti espressi in milioni di euro con un decimale tranne quando diversamente indicato.

Area di consolidamento

Il bilancio consolidato al 30 giugno 2023 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. Le partecipazioni in joint venture, nelle quali il Gruppo esercita un controllo congiunto con altri soci, e le società sulle quali viene esercitata un'influenza notevole sono consolidate con il metodo del patrimonio netto. Sono escluse dal consolidamento e valutate al fair value le imprese controllate e collegate la cui entità è irrilevante. Tali partecipate sono riportate alla nota 25 nella voce "Altre partecipazioni".

I principali tassi di cambio utilizzati per la conversione in euro dei valori delle società estere sono stati i seguenti:

	30-giu-23	30-giu-23	31-dic-22	31-dic-22	30-giu-22	30-giu-22
	Medio	Puntuale	Medio	Puntuale	Medio	Puntuale
Lev bulgaro	1,9558	1,9558	1,9558	1,9558	1,9558	1,9558
Zloty polacco	4,5601	4,4388	4,6861	4,6808	4,6350	4,6900

aria ione dell'area di consolidamento

Di seguito sono riportate le variazioni dell'area di consolidamento intervenute nel primo semestre dell'esercizio 2023 rispetto al bilancio consolidato al 31 dicembre 2022:

Acquisizione del controllo	Società / ramo aziendale
	A.C.R. di Reggiani Albertino Spa (A.C.R. Spa)
	F.li Franchini Srl*

* L'acquisizione del controllo della società F.lli Franchini Srl è avvenuta in data 29 giugno 2023. In virtù di valori economico-patrimoniali non significativi in relazione alle dimensioni del Gruppo e non essendo ancora disponibile una situazione infrannuale, la partecipazione è stata momentaneamente esclusa dal perimetro di consolidamento e rilevata al corrispettivo di acquisizione tra gli investimenti in altre partecipazioni.

Per un'illustrazione delle operazioni di acquisizione del controllo intervenute nel periodo si rimanda al capitolo 1.02 "Principali fatti di rilievo" della Relazione sulla gestione.

Altre operazioni societarie

Con efficacia 1° gennaio 2023 è avvenuta la fusione per incorporazione di Vallortigara Angelo Srl e Hydro Mud Srl nella controllante Vallortigara Servizi Ambientali Spa.

Con efficacia 1° gennaio 2023 è avvenuta la fusione per incorporazione di Hera Servizi Energia Srl, partecipata per il 67,61%, nella controllante AcegasApsAmga Servizi Energetici Spa (ASE Spa). Come conseguenza della fusione, la società incorporante ha cambiato denominazione in Hera Servizi Energia Spa. Inoltre, per effetto del rapporto di cambio, la partecipazione di AcegasApsAmga Spa in Hera Servizi Energia Spa è passata dal 100% all'84,5%.

Con efficacia 1° marzo 2023 ed effetti contabili retrodatati al 1° gennaio 2023, è avvenuta la fusione per incorporazione di Alibardi Fiorenzo Srl nella controllante Aliplast Spa.

Il 14 marzo 2023 Acantho Spa ha acquistato il 36,8% della società Asco Tlc Spa, società attiva nella prestazione di servizi ICT principalmente a clienti corporate e pubbliche amministrazioni. La società è rilevata tra gli investimenti in altre partecipazioni.

In data 11 maggio 2023 Hera Spa e Orogel Società cooperativa agricola hanno costituito la società Horowatt Srl. La newco, detenuta al 50% da entrambi i soci, produrrà energia rinnovabile mediante la realizzazione di un impianto agrivoltaico. Al 30 giugno 2023 viene valutata al costo in quanto non ancora operativa.

In data 23 maggio 2023 Hera Comm Spa, in seguito all'esercizio dell'opzione di acquisto in suo possesso correlata a una corrispondente opzione di vendita dei soci di minoranza, ha acquisito la partecipazione residua in Eco Gas Srl, pari al 10% del capitale sociale, diventando pertanto socio unico. L'operazione non ha avuto tuttavia effetti sulle interessenze di minoranza, poiché la policy di Gruppo prevede di non esporre le interessenze di minoranza in caso di presenza di opzione di vendita essendo già esposto il relativo debito finanziario per l'acquisizione delle stesse.

Gestione dei rischi

Rischio di credito

Il rischio di credito cui è esposto il ruppo deriva dall'ampia articolazione dei portafogli clienti delle principali aree di business nelle quali opera; per la stessa ragione, tale rischio risulta ripartito su di un largo numero di clienti. Al fine di gestire il rischio di credito, il Gruppo ha definito procedure per la selezione, il monitoraggio e la valutazione del proprio portafoglio clienti. Il mercato di riferimento è principalmente quello italiano.

Il modello di gestione del credito del Gruppo consente di determinare in maniera analitica la differente rischiosità associabile all'esigibilità dei crediti 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 domestico. Relativamente ai crediti riguardanti i piccoli clienti 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.

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.

La pianificazione finanziaria dei fabbisogni, orientata sui finanziamenti a medio periodo, nonché la presenza di abbondanti margini di disponibilità su linee di credito permettono un'efficace gestione del rischio di liquidità.

ischio tasso d'interesse e rischio aluta su opera ioni di inan iamento

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.

Il ruppo valuta regolarmente la propria esposizione a tali rischi e li gestisce anche attraverso l'utilizzo di strumenti finanziari derivati, secondo quanto stabilito nelle proprie linee di gestione dei rischi. 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 stipula strumenti derivati di copertura su tassi a fronte di parte delle proprie passività finanziarie. Allo stesso tempo, per mitigare il rischio di fluttuazione dei tassi di cambio, il Gruppo sottoscrive derivati di copertura su cambi a completa copertura dei finanziamenti espressi in valuta estera.

Nell'ambito di tali indirizzi, l'uso di strumenti finanziari derivati è riservato alla gestione dell'esposizione alle fluttuazioni dei tassi di interesse e di cambio connessi con i flussi monetari e le poste patrimoniali attive e passive. Tali politiche non consentono attività di tipo speculativo.

Rischio mercato e rischio valuta su operazioni commerciali

In relazione all'attività di grossista, svolta dalla controllata Hera Trading Srl, il ruppo 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 (dollaro statunitense).

Con riferimento a tali rischi il Gruppo fa ricorso a diversi strumenti, tra cui diverse fattispecie di derivati su commodity (che possono anche prevedere la consegna fisica), finalizzati a prefissare gli effetti sui margini di vendita indipendentemente dalle variazioni delle condizioni di mercato. Il modello organizzativo adottato e i sistemi gestionali a supporto consentono di identificare la natura dell'operazione (copertura vs trading) e produrre il set informativo adeguato a un'identificazione formale della finalità di tali strumenti. Nello specifico, da un punto di vista operativo, sono stati identificati un portafoglio commerciale, dove rientrano contratti sottoscritti per la gestione dell'approvvigionamento di ruppo, e un portafoglio trading dove sono inclusi strumenti la cui finalità non può essere strettamente correlata alle attività di approvvigionamento sottostanti.

Stime e valutazioni significative

La predisposizione del bilancio consolidato e delle relative note richiede l'uso di stime e valutazioni da parte degli amministratori, con effetto sui valori di bilancio, basate su dati storici e sulle aspettative di eventi che ragionevolmente si verificheranno in base alle informazioni conosciute. Tali stime, per definizione, approssimano quelli che saranno i dati a consuntivo. Sono pertanto di seguito indicate le principali aree caratterizzate da valutazioni e assunzioni, che potrebbero comportare variazioni nei valori delle attività e passività entro 12 mesi.

Sono indicati in particolare la natura di tali stime e i presupposti per la loro elaborazione, con l'indicazione dei valori contabili di riferimento.

Rilevazione dei ricavi

I ricavi per la vendita di energia elettrica, gas e acqua sono riconosciuti e contabilizzati al momento dell'erogazione solo se si è ritenuto probabile che verrà incassato il corrispettivo. Essi comprendono lo stanziamento per le prestazioni effettuate, intervenute tra la data dell'ultima lettura e il termine del semestre, 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.

Accantonamenti per rischi

Tali accantonamenti sono stati effettuati adottando le medesime procedure dei precedenti esercizi, facendo riferimento a comunicazioni aggiornate dei legali e dei consulenti che seguono le vertenze, nonché sulla base degli sviluppi procedurali delle stesse oltre che agli aggiornamenti delle ipotesi sugli esborsi futuri da sostenersi per oneri post-mortem delle discariche, a seguito della revisione di perizie di stima effettuate anche da consulenti esterni.

Ammortamenti

Gli ammortamenti delle immobilizzazioni materiali sono calcolati in base alla vita utile del bene. La vita utile è determinata dalla direzione aziendale 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.

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

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.

Performance operativa e finanziaria 2.02.02

Nella Relazione sulla gestione, ai capitoli 1.03 e 1.05, viene riportata un'analisi dell'andamento gestionale del periodo, anche per area di business, alla quale si rimanda per un'analisi specifica delle variazioni intervenute nelle principali voci di ricavi e costi operativi, nonché della gestione finanziaria nel suo complesso.

La ripartizione per settore di attività delle voci economiche più rilevanti è riportata nella sezione "Informativa per settori operativi" all'interno del paragrafo 2.02.10 "Altre informazioni".

1 Ricavi

	1° semestre 2023	1° semestre 2022	Var.
Ricavi delle vendite e delle prestazioni	7.899,7	8.792,8	(893,1)
Variazioni dei lavori in corso e semilavorati	397,8	103,2	294,6
Totale	8.297,5	8.896,0	(598,5)

I ricavi sono principalmente realizzati nel territorio nazionale, a eccezione dell'attività di vendita all'ingrosso del gas naturale avente una valenza internazionale. Si segnala, in particolare, che rispetto al valore complessivo dei ricavi, 1.575 milioni hanno come riferimento controparti operanti sul mercato olandese Ttf (1.569 milioni nel primo semestre 2022).

"Ricavi delle vendite e prestazioni", il decremento rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente è principalmente attribuibile alla contrazione dei prezzi delle commodity energetiche e alla diminuzione dei volumi di gas venduti, parzialmente compensati dai maggiori volumi realizzati nei business della vendita di energia elettrica e del trattamento rifiuti. Lato prezzi energetici, dopo la repentina ascesa dell'esercizio precedente, si è evidenziato un costante decremento nei primi sei mesi del 2023, tendenza che sta riportando il livello delle commodity a valori, seppure ancora sostenuti, maggiormente in linea con gli esercizi precedenti al 2022. La variazione dei volumi del gas è stata influenzata dall'andamento climatico dell'inverno 2022-2023 che è risultato più mite rispetto alla medesima stagione dell'esercizio precedente, dalle scelte di minor consumo dei clienti a causa degli elevati prezzi che le commodity avevano raggiunto nel corso del 2022 e dalle iniziative improntate al risparmio energetico in linea con gli obiettivi di riduzione delle emissioni climalteranti.

"Variazione dei lavori in corso e semilavorati", l'incremento rispetto al medesimo periodo dell'esercizio precedente è principalmente attribuibile ai lavori di efficientamento energetico effettuati dal Gruppo per i clienti, tipicamente condomini; tale business, il cui sviluppo è coerente rispetto alle scelte strategiche inerenti alla lotta al cambiamento climatico, risulta fortemente in crescita anche nel primo semestre 2023.

I ricavi verso parti correlate sono illustrati nel paragrafo 2.03.01 "Conto economico ai sensi della delibera Consob 15519/2006".

2 Altri ricavi operativi

	1° semestre 2023	1° semestre 2022	Var.
Commesse a lungo termine	171,8	164,1	7,7
Contributi in conto esercizio	41,9	7,9	34,0
Quote contributi in conto impianti	6,4	5,9	0,5
Plusvalenze da cessione assets	0,7	0,4	0,3
Altri ricavi	78,5	41,1	37,4
Totale	299,3	219,4	79,9

"Commesse a lungo termine" comprendono i ricavi generati dalla costruzione, o miglioramento, delle infrastrutture detenute in concessione in applicazione del modello contabile dell'attività immateriale previsto per i servizi pubblici in concessione.

"Contributi in conto esercizio" si incrementano per i contributi gas ed energia elettrica, pari a 39,9 milioni di euro, riconosciuti, sotto forma di crediti d'imposta, dai decreti aiuti del overno che si sono susseguiti a partire dall'anno precedente per far fronte all'emergenza del caro energia. Nel primo semestre 2022 non vi erano tutti gli elementi necessari per procedere alla loro rilevazione, che si sono manifestati solamente a partire dal secondo semestre dell'esercizio precedente. Con riferimento al periodo precedente i contributi erano rappresentati principalmente da incentivi Fer riconosciuti dal Gse per la produzione da fonti di energia rinnovabili e da contributi riconosciuti da enti, autorità o istituzioni pubbliche per specifici progetti e attività realizzate dal Gruppo, che nel primo semestre 2023 sono risultati significativamente inferiori.

"Quote contributi in conto impianti" rappresentano le componenti economiche positive di competenza del periodo correlate alle quote di ammortamento relative agli asset oggetto di contributi.

"Altri ricavi" sono costituiti principalmente da rimborsi assicurativi, recuperi spese e certificati bianchi. Questi ultimi rappresentano i ricavi calcolati sulla base degli obiettivi di efficienza energetica stabiliti dal Gse e regolati nei confronti della Cassa per i servizi energetici e ambientali, pari a 16,9 milioni di euro nel primo semestre 2023 (9,2 milioni di euro al 30 giugno 2022). La voce accoglie, in attesa che le autorità stabiliscano le modalità di rimborso, il ristoro dei costi sostenuti per la gestione dell'emergenza alluvionale che ha colpito l'Emilia-Romagna e alcune regioni limitrofe nel mese di maggio, interessando parte dei territori nei quali il Gruppo è gestore dei servizi di pubblica utilità, per circa 19,5 milioni di euro.

3 Materie prime e materiali

	1° semestre 2023	1° semestre 2022	Var.
Materie prime destinate alla vendita	5.813,7	7.186,3	(1.372,6)
Certificati ambientali	54,9	26,2	28,7
Materie plastiche	40,3	54,6	(14,3)
Materie ad uso industriale	31,4	24,1	7,3
Oneri e proventi da derivati	(185,3)	(223,5)	38,2
Materiali di manutenzione e vari	113,0	82,8	30,2
Totale	5.868,0	7.150,5	(1.282,5)

"Materie prime destinate alla vendita", al netto della variazione delle scorte, includono gli approvvigionamenti di gas metano, energia elettrica e acqua. L'attività di intermediazione del gas naturale sul mercato Ttf ha prodotto, nel corso del primo semestre 2023, costi per 1.452 milioni di euro (1.788,2 milioni di euro nel primo semestre 2022). Il decremento del periodo è dovuto ai minori volumi di gas venduti e alla riduzione dei prezzi di approvvigionamento delle commodity energetiche, parzialmente compensato dall'aumento dei volumi commercializzati ai clienti finali dell'energia elettrica.

"Certificati ambientali" includono il costo di acquisto dei certificati bianchi, il cui approvvigionamento è definito in funzione degli obblighi assegnati alle società di distribuzione. Tale voce accoglie altresì i titoli ambientali del portafoglio di negoziazione, prevalentemente costituiti da certificati bianchi e grigi, oltre alla valorizzazione degli impegni per l'acquisto di energia elettrica proveniente da fonti rinnovabili in relazione a contratti sottoscritti con clienti finali e dei contratti di compravendita di quote di emissione gas serra. L'incremento del periodo è relativo principalmente ai maggiori costi sostenuti per acquisti di certificati grigi del portafoglio di negoziazione in linea con l'aumento nel semestre dei rispettivi ricavi di vendita, e ai maggiori oneri per gli impegni di acquisto di titoli di certificazione di provenienza dell'energia elettrica da fonti rinnovabili, in linea con gli incrementi dei rispettivi prezzi unitari.

"Materie plastiche", al netto della variazione delle scorte, includono il costo di acquisto delle materie prime plastiche oggetto di successiva lavorazione, trasformazione e commercializzazione nell'ambito dei processi della società Aliplast Spa. La variazione dei costi è coerente con la diminuzione dei ricavi di vendita per effetto dell'andamento del mercato delle materie plastiche che, dopo il considerevole incremento di volumi e prezzi avvenuto nel corso di tutto l'anno 2022, ha evidenziato un trend in discesa a causa della contrazione dei prezzi unitari nel primo semestre 2023.

"Materie a uso industriale" includono principalmente gli approvvigionamenti di gas metano ed energia elettrica per alimentare gli impianti produttivi del Gruppo, oltre che gli acquisti di combustibili e lubrificanti per la gestione delle flotte.

"Materiali di manutenzione e vari", al netto della variazione delle scorte, accolgono principalmente i beni di consumo utilizzati nella gestione delle attività operative del Gruppo e, in via residuale, i prodotti acquistati per la rivendita a clienti finali. Il significativo incremento del periodo è dovuto alle maggiori attività effettuate per il business delle reti di distribuzione e per il servizio di igiene urbana. Si segnala, inoltre, il contributo derivante dall'acquisizione del controllo, avvenuta nel primo semestre 2023, della società A.C.R. di Reggiani Albertino Spa, per 13,5 milioni di euro.

"Oneri e proventi da derivati", si rinvia alla nota 27 "Strumenti derivati" per un'analisi su natura e andamento.

4 Costi per servizi

	1° semestre 2023	1° semestre 2022	Var.
Spese per lavori e manutenzioni	567,6	363,7	203,9
Vettoriamento e stoccaggio	452,4	305,4	147,0
Servizi di trasporto, smaltimento e raccolta rifiuti	288,4	222,7	65,7
Servizi tecnici	54,0	36,4	17,6
Servizi informativi ed elaborazione dati	40,4	30,1	10,3
Canoni corrisposti a enti locali	31,7	33,7	(2,0)
Prestazioni professionali	24,8	18,3	6,5
Costi per servizi diversi	116,9	94,9	22,0
Totale	1.576,2	1.105,2	471,0

"Spese per lavori e manutenzioni" si riferiscono ai costi per la realizzazione degli interventi di efficientamento energetico, ai costi sostenuti per la costruzione o il miglioramento delle infrastrutture detenute in concessione, in applicazione del modello contabile dell'attività immateriale previsto per i servizi pubblici in concessione, e ai costi per la manutenzione degli impianti gestiti dal Gruppo. La variazione rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio è principalmente dovuta al sensibile sviluppo del business relativo all'efficientamento energetico dei condomini.

"Vettoriamento e stoccaggio", comprendono i costi di trasporto e stoccaggio del gas e quelli di distribuzione del gas e dell'energia elettrica comprensivi degli oneri di sistema. Quest'ultimi, in particolare, rappresentano componenti di costo addebitate ai clienti finali e quindi sostanzialmente invarianti sui risultati del Gruppo. La variazione rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente è principalmente attribuibile:

• ai maggiori costi di stoccaggio e trasporto della commodity gas metano relativi principalmente ai maggiori volumi gestiti dal Gruppo senza far ricorso a contratti di approvvigionamento direttamente sulle cabine Remi;
• ai maggiori costi di distribuzione della commodity energia elettrica relativamente all'aumento dei volumi venduti.

Tali effetti sono solo parzialmente compensati dalla diminuzione degli oneri di sistema e dai minori costi di distribuzione della commodity gas metano, quest'ultimi relativi ai minori volumi venduti rispetto al periodo di confronto.

"Servizi di trasporto, smaltimento e raccolta rifiuti" comprendono principalmente i costi operativi relativi alle attività di igiene urbana e trattamento rifiuti. La variazione rispetto al medesimo periodo dell'esercizio precedente è riconducibile principalmente:

• all'effetto delle operazioni di acquisizione realizzate nel secondo semestre 2022 e nel primo semestre 2023, per 19,8 milioni di euro, in particolar modo riferibili alla società A.C.R. di Reggiani Albertino Spa;
• ai maggiori costi di trasporto, trattamento e intermediazione per l'incremento dei volumi trattati sul mercato utility e per la gestione dei sottoprodotti;
• all'emergenza alluvionale che ha colpito l'Emilia-Romagna e alcune regioni limitrofe nel mese di maggio, interessando parte dei territori nei quali il Gruppo è gestore dei servizi di pubblica utilità.

"Servizi tecnici", comprendono principalmente i costi sostenuti per lo svolgimento delle pratiche relative all'attività di efficientamento energetico dei condomini, attività che si è ulteriormente sviluppata rispetto al periodo di confronto.

"Servizi informativi ed elaborazione dati" comprendono i costi operativi per la manutenzione e la gestione dell'infrastruttura informatica e di telecomunicazione del ruppo, oltre che degli applicativi aziendali e dei sistemi di cyber security. L'incremento rispetto al primo semestre del 2022 è legato all'incremento delle attività progettuali e all'aumento delle attività in ambito cyber security e data analytics.

"Canoni corrisposti a enti locali" comprendono, tra gli altri, oneri sostenuti per l'utilizzo delle reti di proprietà pubblica e canoni corrisposti alle società degli asset per la gestione dei beni del ciclo gas, idrico ed elettrico. Accolgono in via residuale canoni corrisposti per l'uso delle reti di telecomunicazioni e teleriscaldamento.

"Prestazioni professionali" comprendono oneri per servizi di natura commerciale, legale, notarile amministrativa e tributaria. Sono inclusi in questa voce i compensi corrisposti per la revisione di bilancio e l'emissione di attestazioni.

"Costi per servizi diversi" comprendono tutti gli altri costi per servizi non indicati nelle categorie sopra riportate. Tale voce accoglie anche provvigioni e contributi ad agenti per 19,6 milioni di euro (10,5 milioni di euro al 30 giugno 2022) e commissioni bancarie per 11,8 milioni di euro (7,2 milioni di euro al 30 giugno 2022). Si segnala, inoltre, che all'interno della voce "Costi per servizi diversi" sono iscritti i canoni relativi a leasing a breve termine e di modesto valore, il cui importo nel primo semestre 2023 risulta non significativo.

5 Costi del personale

	1° semestre 2023	1° semestre 2022	Var.
Salari e stipendi	236,7	219,7	17,0
Oneri sociali	75,3	68,1	7,2
Altri costi	18,4	20,9	(2,5)
Totale	330,4	308,7	21,7

L'incremento rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente è principalmente riconducibile:

• all'aumento dei dipendenti in forza, specie per effetto delle acquisizioni realizzate nel primo semestre 2023 e nel secondo semestre dell'esercizio precedente;
• agli incrementi retributivi previsti dai Contratti collettivi nazionali di lavoro;
• alla maggiore presenza media dei dipendenti.

Il numero medio e puntuale dei dipendenti per periodo, suddiviso per categorie, è il seguente:

		Medio			Puntuale
	1° semestre 2023	1° semestre 2022	Var.	1° semestre 2023	1° semestre 2022	Var.
Dirigenti	157	152	5	155	152	3
Quadri	592	581	11	588	578	10
Impiegati	5.559	5.092	467	5.582	5.106	476
Operai	3.613	3.267	346	3.613	3.258	355
Totale	9.921	9.092	829	9.938	9.094	844

Il costo del lavoro medio pro-capite nel primo semestre 2023 confrontato con il medesimo periodo di riferimento del 2022 è il seguente:

Migliaia di euro	1° semestre 2023	1° semestre 2022	Var.
Costo del lavoro medio pro capite	33,0	34,0	(1,0)

6 Altre spese operative

	1° semestre 2023	1° semestre 2022	Var.
Imposte diverse da quelle sul reddito	11,3	11,8	(0,5)
Canoni verso Enti Istituzionali	7,5	8,0	(0,5)
Minusvalenze da cessioni e dismissioni di asset	0,8	1,5	(0,7)
Oneri minori	21,9	18,0	3,9
Totale	41,5	39,3	2,2

"Imposte diverse da quelle sul reddito" si riferiscono principalmente a imposte su fabbricati, imposte di bollo e registro, canone unico patrimoniale, tributi relativi alle discariche gestite e accise.

"Canoni verso Enti istituzionali", corrisposti principalmente a Regioni, consorzi di bonifica, enti d'ambito e comunità montane, sono relativi principalmente a prelievo e utilizzo di acque, alla copertura dei costi di manutenzione e gestione di opere idrauliche. La voce comprende, inoltre, i canoni a tutela delle aree di salvaguardia idrogeologica dei comuni montani e i contributi riconosciuti ad Atersir.

"Minusvalenze da cessioni e dismissioni di asset" sono rappresentati prevalentemente dalle dismissioni intervenute nel semestre di impianti di trattamento dei rifiuti e di impianti a servizio del ciclo idrico integrato.

"Oneri minori" comprendono altre fattispecie di natura residuale tra le quali contributi associativi, indennità risarcitorie, sanzioni e penali.

7 Costi capitalizzati

	1° semestre 2023	1° semestre 2022	Var.
Incrementi delle immobilizzazioni per lavori interni	30,6	31,2	(0,6)

La voce comprende principalmente la manodopera e altri oneri (quali materiali di magazzino e costi di utilizzo delle attrezzature) di diretta imputazione alle commesse realizzate internamente dal Gruppo.

8 Ammortamenti accantonamenti e svalutazioni

	1° semestre 2023	1° semestre 2022	Var.
Ammortamenti e svalutazioni	246,2	229,9	16,3
Accantonamenti netti	97,4	66,4	31,0
Totale	343,6	296,3	47,3

Di seguito il dettaglio della voce Ammortamenti e svalutazioni:

	note	1° semestre 2023	1° semestre 2022	Var.
Ammortamenti	21, 22, 23	246,1	229,9	16,2
Svalutazioni	21, 22, 23	0,1	‐	0,1
Totale		246,2	229,9	16,3

Di seguito il dettaglio della voce Accantonamenti netti:

	note	1° semestre 2023	1° semestre 2022	Var.
Accantonamenti a fondo svalutazione crediti	31	69,3	47,4	21,9
Accantonamenti a fondi rischi e oneri	29	29,1	19,5	9,6
Disaccantonamenti		(1,0)	(0,5)	(0,5)
Totale		97,4	66,4	31,0

I disaccantonamenti comprendono riaccertamenti di fondi per il venir meno del rischio sottostante.

9 Quota di utili (perdite) di joint venture e società collegate

	1° semestre 2023	1° semestre 2022	Var.
Quota di risultato netto joint venture	0,9	1,8	(0,9)
Quota di risultato netto società collegate	5,0	4,3	0,7
Totale	5,9	6,1	(0,2)

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, il cui dettaglio è riportato alla nota 25 "Partecipazioni".

10 Proventi finanziari

	1° semestre 2023	1° semestre 2022	Var.
Clienti	23,0	11,0	12,0
Proventi da valutazione a fair value di attività e passività finanziarie	16,3	11,2	5,1
Proventi da derivati	3,2	9,8	(6,6)
Altri proventi finanziari	26,4	9,1	17,3
Totale	68,9	41,1	27,8

"Clienti", accolgono principalmente interessi di mora attribuibili al business di vendita gas ed energia elettrica. L'incremento del periodo è dovuto principalmente ai maggiori addebiti ai clienti in regime di salvaguardia.

"Proventi da valutazione a fair value di attività e passività finanziarie", comprendono principalmente le rettifiche di valutazione, in applicazione della copertura del fair value, di un prestito obbligazionario per 16,3 milioni di euro, come riportato alla nota 2 "Strumenti derivati".

"Proventi da derivati" accolgono gli effetti sia della valutazione che del realizzo dei derivati su tassi e cambi, come opportunamente dettagliato nella nota 27 "Strumenti derivati".

"Altri proventi finanziari", la voce comprende le seguenti fattispecie:

	note	1° semestre 2023	1° semestre 2022	Var.
Interessi attivi su depositi	18	15,2	‐	15,2
Dividendi		3,8	3,7	0,1
Attualizzazione crediti finanziari non correnti	18	2,1	2,2	(0,1)
Finanziamenti	18	0,9	1,1	(0,2)
Altri		4,4	2,1	2,3
Totale		26,4	9,1	17,3

▪ Interessi attivi su depositi, rappresentano principalmente gli interessi rilevati per competenza verso il sistema bancario. La variazione rispetto al periodo precedente è dovuta all'innalzamento dei tassi di interesse a partire dal secondo semestre dell'anno 2022 e alla maggiore giacenza media sui conti correnti del Gruppo;

• Dividendi rappresentano le quote di utile distribuiti dalle partecipazioni minori non consolidate, in particolar modo si riferiscono alle partecipazioni nelle società Ascopiave Spa e Veneta Sanitaria Spa;
• Attualizzazione crediti finanziari non correnti, relativi all'effetto della valutazione a costo ammortizzato dei crediti derivanti principalmente da attività di costruzione e migliorie di asset iscritti in applicazione del modello dell'attività finanziaria per servizi pubblici in concessione;
• Finanziamenti, rappresentano gli interessi attivi su prestiti concessi a società valutate a patrimonio netto e partecipate minori.

	1° semestre 2023	1° semestre 2022	Var.
Oneri da prestiti obbligazionari e finanziamenti	70,7	33,5	37,2
Oneri da factoring e cessione crediti fiscali	24,6	15,6	9,0
Oneri da derivati	21,6	15,5	6,1
Valutazione al costo ammortizzato di passività finanziarie	17,2	14,2	3,0
Oneri da valutazione a fair value di attività e passività finanziarie	13,5	(2,4)	15,9
Attualizzazione opzioni e corrispettivi su partecipazioni	8,8	10,2	(1,4)
Attualizzazione di fondi	5,7	8,8	(3,1)
Altri oneri finanziari	3,2	2,7	0,5
Totale	165,3	98,1	67,2

11 Oneri finanziari

"Oneri da prestiti obbligazionari e finanziamenti" accolgono gli interessi di competenza del periodo relativamente agli strumenti obbligazionari emessi dalla capogruppo Hera Spa e gli interessi relativi ai finanziamenti erogati dal sistema bancario e da altri enti finanziatori, oltre alle commissioni di mancato utilizzo delle linee di credito disponibili. L'aumento rispetto al medesimo periodo dell'esercizio precedente è correlato al maggior livello di indebitamento, per la cui variazione si rimanda alla nota 19 "Passività finanziarie". Inoltre, le operazioni di sottoscrizione di nuovi strumenti di debito, realizzate in parte a tasso variabile e in parte a tasso fisso, sono state contraddistinte da tassi di interesse più elevati rispetto al precedente costo medio del debito del Gruppo, comportando un incremento aggiuntivo degli oneri finanziari di periodo.

"Oneri da factoring e cessioni crediti fiscali", la voce si compone delle seguenti fattispecie:

	note	1° semestre 2023	1° semestre 2022	Var.
Cessione crediti commerciali e altri crediti operativi		23,4	3,5	19,9
Cessione crediti d'imposta	33	1,2	12,1	(10,9)
Totale		24,6	15,6	9,0

Le cessioni di crediti commerciali e altri crediti operativi si incrementano significativamente per effetto sia dell'aumento del volume dei crediti ceduti nel semestre (fenomeno già riscontrabile nel secondo semestre dell'esercizio precedente in virtù dell'aumento della componente materia prima delle vendite energy) sia dei maggiori tassi di sconto applicati dagli istituti finanziari.

Le cessioni crediti d'imposta accolgono gli oneri sostenuti nell'ambito delle operazioni di cessione dei crediti iscritti per effetto dell'applicazione dello sconto in fattura ai clienti per interventi di efficientamento energetico. Il decremento è dovuto al minore volume di cessioni effettuate nel primo semestre 2023 rispetto al periodo precedente, nel quale erano stati ceduti crediti non relativi al c.d. superbonus 110%, contraddistinti da un tasso di sconto significativo avendo un tempo di compensazione più dilazionato.

"Oneri da derivati" accolgono gli effetti sia della valutazione che del realizzo dei derivati su tassi e cambi, come dettagliato nella nota 27 "Strumenti derivati".

"Valutazione al costo ammortizzato di passività finanziarie", accolgono gli oneri figurativi necessari per ricondurre il costo nominale del debito a quello calcolato secondo il metodo del tasso di interesse effettivo. Sono classificati in questa voce anche gli oneri figurativi per 1,6 milioni di euro, in linea con il periodo di confronto, relativi all'opzione di vendita detenuta da Ascopiave Spa sulla partecipazione di minoranza in Hera Comm Spa, contabilmente classificata come finanziamento (con valore nominale di 54 milioni di euro), come riportato alla nota 19 "Passività finanziarie".

"Oneri da valutazione a fair value di attività e passività finanziarie", la voce si compone delle seguenti fattispecie:

	note	1° semestre 2023	1° semestre 2022	Var.
Crediti efficientamento energetico	33	13,5	(9,8)	23,3
Prestiti obbligazionari	27	‐	7,4	(7,4)
Totale		13,5	(2,4)	15,9

Crediti efficientamento energetico sono relativi alla valutazione al valore di mercato dei crediti correlati all'applicazione dello sconto in fattura ai clienti finali per interventi di efficientamento energetico, destinati a essere ceduti a istituti finanziari una volta completato l'iter formale di riconoscimento del relativo credito fiscale. La policy contabile adottata dal ruppo prevede che al momento dell'effettiva cessione venga rilevato l'onere consuntivo correlato all'operazione nella voce "Oneri da factoring e cessioni crediti fiscali", procedendo contemporaneamente alla chiusura della posizione valutativa aperta, generando un effetto sostanzialmente compensativo. L'incremento rispetto al periodo precedente è riconducibile principalmente al maggior volume di crediti in portafoglio, specialmente per effetto dei lavori relativi all'efficientamento energetico rientrante nella disciplina del bonus 110%.

I prestiti obbligazionari del primo semestre 2022 si riferiscono a rettifiche di valutazione, in applicazione della copertura del fair value, di un prestito obbligazionario per 7,4 milioni di euro, come riportato alla nota 2 "Strumenti derivati".

"Attualizzazione opzioni e corrispettivi su partecipazioni", accolgono principalmente gli oneri figurativi da attualizzazione correlati alla valutazione a fair value delle opzioni di vendita riconosciute ai soci di minoranza, come riportato alla nota 19 "Passività finanziarie".

"Attualizzazione fondi", la voce si compone delle seguenti fattispecie:

	note	1° semestre 2023	1° semestre 2022	Var.
Post mortem discariche	29	2,7	5,6	(2,9)
Ripristino beni di terzi	29	2,8	2,8	‐
Trattamento di fine rapporto e altri benefici ai dipendenti	28	0,1	0,3	(0,2)
Smantellamento impianti	29	0,1	0,1	‐
Totale		5,7	8,8	(3,1)

Per l'analisi maggiormente dettagliata della variazione degli oneri da attualizzazione fondi rispetto al periodo di confronto, laddove significativa, si rimanda alle note di commento delle rispettive voci patrimoniali.

"Altri oneri finanziari", di natura residuale, la voce si compone delle seguenti fattispecie:

	note	1° semestre 2023	1° semestre 2022	Var.
Leasing	22	1,3	1,4	(0,1)
Altri oneri		1,9	1,3	0,6
Totale		3,2	2,7	0,5

Altri oneri accolgono principalmente interessi per intermediazione finanziaria e interessi relativi a dilazioni di pagamento.

Fiscalità 2.02.03

12 Imposte

La composizione della voce per natura è la seguente:

	1° semestre 2023	1° semestre 2022	Var.
Ires	75,7	40,2	35,5
Irap	23,6	14,2	9,4
Imposta sostitutiva	3,7	‐	3,7
Contributi straordinari	‐	2,3	(2,3)
Totale	103,0	56,7	46,3
Utile prima delle imposte	377,2	195,7
Tax rate	27,3%	29,0%

La riduzione del tax rate rispetto al periodo precedente risulta principalmente riconducibile ai seguenti fenomeni:

• nel corso del primo semestre 2022 era già stato rilevato tra le imposte sul reddito di periodo il "contributo straordinario contro il caro bollette", istituito per il solo anno 2022 dalla legge 51/2022 che ha convertito l'art.3 del D.L. 21/2022, per un importo di 2,3 milioni di euro;
• nel corso del mese di giugno 2023 è stata operato l'affrancamento ai sensi del D.L. 185/2008 (convertito nella L. 2/2009) dei maggiori valori originatesi in seguito all'acquisizione di Con Energia Spa, che ha comportato il pagamento di un'imposta sostitutiva per 3, milioni di euro e il riconoscimento di attività fiscali per 6,7 milioni di euro;
• come riportato nella nota 2 "Altri ricavi operativi", nel corso del primo semestre 2023 sono stati contabilizzati crediti d'imposta per l'acquisto di energia elettrica e gas, ai sensi del D.L 4/2022 e successivi provvedimenti, non rilevanti fiscalmente.

Per un'analisi ulteriore dell'andamento del tax rate, si rimanda al paragrafo 1.03.01 "Risultati economici e investimenti" della relazione sulla gestione, dove sia il risultato prima delle imposte che il carico fiscale dei periodi a confronto sono stati rettificati da alcuni special item, al fine di determinare valori di tax rate adjusted pienamente confrontabili.

13 Attività e passività per imposte correnti

	30-giu-23	31-dic-22	Var.
Crediti per imposte sul reddito	44,5	44,8	(0,3)
Credito per rimborso Ires	1,1	1,2	(0,1)
Totale attività per imposte correnti	45,6	46,0	(0,4)
Debiti per imposte sul reddito	104,5	17,1	87,4
Totale passività per imposte correnti	104,5	17,1	87,4

"Crediti per imposte sul reddito", si riferiscono all'eccedenza dei saldi per imposte dirette Ires e Irap dell'esercizio precedente non ancora utilizzati in compensazione e degli acconti versati nel periodo per imposte dirette rispetto al debito di competenza.

"Credito per rimborso Ires", accolgono le imposte per le quali il ruppo ha presentato istanza di rimborso ed è in attesa del relativo incasso dall'Erario.

"Debiti per imposte sul reddito", includono principalmente le imposte Ires e Irap stanziate per competenza dalle società del Gruppo sul reddito prodotto nel primo semestre dell'esercizio in corso, oltre a eventuali saldi a debito del periodo precedente che saranno versati nel secondo semestre dell'esercizio 2023. La variazione rispetto all'esercizio precedente riflette il significativo incremento del risultato imponibile già riscontrabile nel primo semestre 2023.

14 Attività e passività fiscali differite

	30-giu-23	31-dic-22	Var.
Attività per imposte anticipate	399,3	429,8	(30,5)
Compensazione fiscalità differita	(124,8)	(189,6)	64,8
Crediti per imposta sostitutiva	0,3	0,2	0,1
Totale attività fiscali differite nette	274,8	240,4	34,4
Passività per imposte differite	320,9	405,3	(84,4)
Compensazione fiscalità differita	(124,8)	(189,6)	64,8
Totale passività fiscali differite nette	196,1	215,7	(19,6)

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 per imposte anticipate" sono generate dalle differenze temporanee tra valore attribuito alle attività e passività secondo criteri contabili e i corrispondenti valori ai fini fiscali. Il decremento del periodo è dovuto in via principale ai seguenti effetti contrapposti:

• variazione del fair value dei derivati su commodity designati come coperture di flussi finanziari (cash flow hedge), che ha comportato un decremento delle attività fiscali con contropartita il conto economico complessivo per 46,9 milioni di euro;
• iscrizione, sulla base della policy contabile adottata dal Gruppo, delle imposte anticipate, pari a 6,7 milioni di euro, relative al beneficio fiscale derivante dall'operazione di affrancamento della partecipazione di controllo nella società Con Energia Spa, acquisita nel corso del precedente esercizio, per la quale il ruppo ha versato all'Erario la relativa imposta sostitutiva in giugno 2023.

"Passività per imposte differite" sono generate dalle differenze temporanee imponibili tra l'utile di bilancio e l'imponibile fiscale. La voce accoglie come componente rilevante, inoltre, gli effetti fiscali correlati all'iscrizione o alla rettifica di attività e passività nel bilancio consolidato.

Il decremento rispetto al 31 dicembre 2022 è dovuto in via principale ai seguenti effetti contrapposti:

• variazione del fair value dei derivati su commodity designati come coperture di flussi finanziari (cash flow hedge), che ha comportato un decremento delle passività fiscali con contropartita il conto economico complessivo per 101,9 milioni di euro;
• iscrizione delle imposte differite sulla lista clienti rilevata in seguito all'acquisizione del controllo della società A.C.R. Spa, per 15,8 milioni di euro, come illustrato nella sezione "Business combination (informazioni integrative)" del paragrafo 2.02.10 "Altre informazioni".

Informativa sui contenziosi fiscali

Sezione Ires, Irap, Iva e Ritenute

Società Imposta	Descrizione del contenzioso	Stato del contenzioso	Ammontare contestato*	(anche a titolo Importi pagati provvisorio)**	iscritti a bilancio Accantonamenti
EstEnergy Spa Ires, Irap e Iva	Avvisi di accertamento per gli anni dal 2013 al 2017 della società Ascotrade Spa, fusa in EstEnergy Spa, relativi alla deducibilità di alcune componenti del costo di acquisto della materia prima e alla illegittima detrazione dell'Iva. Avviso di accertamento per l'anno 2018 relativo alla sola Iva.	Per gli anni 2013 e 2014, la Corte di Giustizia Tributaria di II grado ha rigettato l'appello proposto dall'Agenzia delle Entrate condannandola al pagamento delle spese. I procedimenti per l'anno 2015 hanno visto sentenze di primo grado favorevoli alla società ma l'Agenzia delle Entrate ha ricorso in appello e il procedimento è in attesa di discussione presso la Corte di Giustizia Tributaria di II grado. Per gli anni dal 2016 al 2018, in data 19 giugno 2023 la Corte di Giustizia Tributaria di I grado ha accettato il ricorso della società condannando l'Agenzia delle Entrate al pagamento delle spese.	10,1	0,7	-
Hera Trading Srl Imposta Ires e addizionale "Robin Tax"	Avvisi di accertamento per gli anni dal 2011 al 2013 (solo quest'ultimo per l'addizionale) aventi a oggetto la deduzione degli oneri da valutazione, al netto dei correlati proventi, dei derivati su commodity e dei certificati ambientali.	I procedimenti relativi ai periodi d'imposta 2011 e 2013, avversi alle sentenze sfavorevoli di I grado, sono ancora pendenti in secondo grado innanzi alle competenti Corti di Giustizia Tributaria. Per il periodo d'imposta 2011, è stata richiesta una consulenza tecnica contabile alla Corte di Giustizia Tributaria di secondo grado dell'Emilia-Romagna. Per il periodo d'imposta 2012 è stata pronunciata sentenza sfavorevole alla società da parte della Corte di Giustizia Tributaria di II grado del Friuli-Venezia Giulia. La società ha proposto ricorso in Cassazione.	6,6	2,9	-
Herambiente Spa Irap	Avvisi di accertamento Irap per gli anni dal 2009 al 2013, circa la spettanza dell'agevolazione Irap "cuneo fiscale" a favore della società.	Per i periodi d'imposta accertati, a seguito dei ricorsi presentati dalla parte di volta in volta soccombente (sono presenti sentenze sia favorevoli che sfavorevoli alla società), i procedimenti sono pendenti innanzi alla Cassazione.	4,1	4,1	-
Herambiente Spa Ritenute su dividendi	Avvisi di accertamento verso la mancata applicazione della ritenuta sui dividendi distribuiti ad Ambiente Arancione U.A. ed European Waste Holding Ltd negli anni 2016 e 2017	È stato presentato ricorso ai procedimenti relativi a entrambe le annualità presso la Corte di Giustizia Tributaria competente.	5,1
Marche Multiservizi Spa Ires e Irap	Avvisi di accertamento per gli anni dal 2009 al 2016 con contestazione relativa alla deduzione dell'accantonamento ai fondi di post gestione delle discariche.	I procedimenti per gli anni dal 2009 al 2014, a seguito dei ricorsi presentati dalla parte soccombente avverso le sentenze sfavorevoli (sono presenti sentenze sia favorevoli che sfavorevoli alla società), sono pendenti innanzi alla Corte di Giustizia Tributaria di II grado di Ancona. Il procedimento per l'anno 2015 ha visto sentenza favorevole alla società, ma l'Agenzia delle Entrate ha proposto appello e la società si è costituita in giudizio davanti alla Corte di Giustizia Tributaria di II grado. Per l'anno 2016, la società ha impugnato l'accertamento.	2,5	1,3	0,1
Inrete Distribuzione Spa Ires e Irap	Avvisi di accertamento Ires e Irap per l'anno 2016 aventi a oggetto l'indebita deduzione di oneri da attualizzazione, l'errata determinazione dell'agevolazio ne maxi-ammortamenti circa gli oneri	Con riferimento alla pretesa Irap, la società ha definito il contraddittorio con l'Agenzia delle Entrate e ha pagato l'imposta dovuta (di entità modesta). Con riferimento ai due rilievi Ires, avverso i quali è stato proposto ricorso, la Corte di Giustizia Tributaria, nel	0,3	-	-

	accessori all'installazione degli smart meters, ovvero l'indebita deduzione di costi relativi al personale dipendente ai fini Irap.	mese di giugno 2022 ha pronunciato sentenza di I grado favorevole alla società, condannando l'Agenzia delle Entrate al pagamento delle spese. Conseguentemente l'Agenzia delle Entrate ha proposto appello. Il procedimento è attualmente pendente in II grado. Le somme pagate a titolo provvisorio sono state rimborsate a seguito della sentenza favorevole di I grado.
Hera Luce Srl Ires e Irap	Avviso di accertamento per l'anno 2013 relativo alla deducibilità dei costi di manutenzione ordinaria.	La società ha proposto ricorso in appello presso la Corte di Giustizia Tributaria di II grado dell'Emilia Romagna, contro la sentenza di I grado, che ha annullato le sanzioni, ma confermato le maggiori imposte richieste. Si è in attesa di fissazione dell'udienza di trattazione.	0,6	0,3	-

per "ammontare contestato" si intende l'importo originario oggetto di contestazione privo di interessi, a meno di rideterminazioni intervenute a seguito di conciliazione giudiziale, accertamento con adesione, annullamento parziale in sede giudiziale o in autotutela.

** gli importi pagati accolgono gli interessi, laddove dovuti.

Sezione altre imposte

Società Imposta	Descrizione del contenzioso	Stato del contenzioso	Ammontare contestato*	(anche a titolo Importi pagati provvisorio)**	iscritti a bilancio Accantonamenti
Herambiente Spa Ecotassa	Atti di contestazione relativi alla discarica di Sommacampagna per i periodi 2014-2017.	I procedimenti sono pendenti innanzi alle competenti Corti di Giustizia Tributaria di I grado per i periodi d'imposta 2014, 2016 e 2017. Per il periodo 2015 è stata invece pronunciata sentenza sfavorevole alla società con una rideterminazione delle sanzioni. E' stato proposto ricorso presso la Corte di Giustizia Tributaria di II grado competente e si è in attesa della fissazione dell'udienza.	7,0	-	-
Herambiente Spa Ici/Imu	Avvisi di accertamento per gli anni dal 2008 al 2017 emessi a seguito della rettifica di classamento catastale dell'impianto del termovalorizzatore di Ferrara.	Il procedimento risulta concluso per gli avvisi 2008- 2013 con pronuncia favorevole per la società, mentre ancora in corso innanzi alla Corte di Giustizia Tributaria di I grado per i restanti anni.	3,0	-	2,6
Herambiente Spa Ici/Imu	Avvisi di accertamento per gli anni dal 2011 al 2020 emessi relativamente a terreni, fabbricati e aree fabbricabili siti a Ravenna circa il loro classamento catastale.	Per gli anni 2011-2015 la sentenza di II grado è risultata parzialmente favorevole alla società; sono pendenti i termini per il ricorso in Cassazione. Per i periodi 2016-2020, la sentenza di I grado è risultata sfavorevole alla società e il procedimento è pendente presso la Corte di Giustizia Tributaria di II grado. Nel corso del 2022 la società ha terminato di pagare quanto dovuto relativamente alla conciliazione 2018	2,0	-	2,3
Herambiente Spa Ici/Imu	Avvisi di accertamento per gli anni dal 2013 al 2019 relativi all'impianto di termovalorizzazione e all'impianto di riciclaggio siti nel Comune di Coriano.	Per gli anni 2013-2015 i procedimenti sono pendenti in parte presso la Corte di Giustizia Tributaria di I grado di Rimini (2013) e in parte presso la Corte di Giustizia Tributaria di II grado dell'Emilia-Romagna (2014 e 2015). Gli accertamenti per gli anni 2016- 2019 sono pendenti presso la Corte di Giustizia Tributaria di II grado competente.	0,8	0,1	1,2
AcegasApsAmga Spa Accise sugli autoconsumi	Verifica tecnico-amministrativa sui termovalorizzatori di Padova e Trieste svolta dall'Agenzia delle Dogane per gli anni dal 2012 al 2015 in relazione all'installazione degli strumenti di misura per la rilevazione dell'energia elettrica prodotta e utilizzata per autoconsumo e relativo pagamento dell'accisa.	La Cassazione ha accolto il ricorso presentato dalla società per l'anno 2012 relativo al termovalorizzatore di Padova. Il procedimento per le annualità dal 2013 al 2015 è invece ancora pendente, sempre in Cassazione a seguito del ricorso presentato dalla società avverso la sentenza sfavorevole in appello. In riferimento al termovalorizzatore di Trieste, il procedimento è pendente in Cassazione a seguito del ricorso dell'Agenzia delle Dogane avverso la sentenza della Corte di Giustizia Tributaria favorevole alla società.	2,1	1,0	-
EstEnergy Spa Contributo extra-profitti	Istanza di rimborso non soddisfatta in relazione al versamento del "contributo straordinario contro il caro bollette" istituito per il solo anno 2022 dalla Legge 51/2022	Presentato ricorso alla Corte Di Giustizia Tributaria di Primo Grado, il cui giudizio è tuttora pendente.		9,6	-

Hera Spa Contributo extra-profitti	Istanza di rimborso in relazione al versamento del "contributo straordinario contro il caro bollette" istituito per il solo anno 2022 dalla L. 51/2022, in quanto non più dovuto per effetto della modifica dell'ambito soggettivo introdotta dalla successiva L. 197/2022	In attesa di rimborso		13,0	-
	Avvisi di accertamento relativi all'occupazione permanente di suolo pubblico con cassonetti per rifiuti per i periodi di imposta dal 2013 al 2017 notificati dal Comune di Riccione.	I procedimenti Tosap per gli anni dal 2013 al 2016 sono pendenti innanzi alla Corte di Giustizia Tributaria di II grado dell'Emilia-Romagna, mentre il procedimento Cosap per l'anno 2017 è pendente innanzi alla Corte d'Appello di Bologna. La sentenza di I grado risulta parzialmente favorevole alla società.	1,2	1,2
Hera Spa Cosap/Tosap	Atto di contestazione Cosap relativo all'occupazione permanente di suolo pubblico con cassonetti per rifiuti per i periodi di imposta 2018 e 2019 notificati dal Comune di Riccione.	I procedimenti sono pendenti innanzi al Tribunale Civile di Rimini.	2,1	-	2,2
	Avvisi di accertamento Tosap relativo all'occupazione permanente di suolo pubblico con cassonetti per rifiuti per i periodi dal 2014 al 2018 notificati dal Comune di Coriano.	I procedimenti per gli anni dal 2014 al 2018 sono attualmente pendenti presso la Corte di Giustizia Tributaria di II grado dell'Emilia-Romagna.	0,9	-

per "ammontare contestato" si intende l'importo originario oggetto di contestazione privo di interessi, a meno di rideterminazioni intervenute a seguito di conciliazione giudiziale, accertamento con adesione, annullamento parziale in sede giudiziale o in autotutela.

** gli importi pagati accolgono gli interessi, laddove dovuti.

Con riferimento ai contenziosi in oggetto il Gruppo, sentiti anche i propri legali, ha ritenuto di procedere agli accantonamenti indicati. Laddove non si sia proceduto ad alcun accantonamento, le violazioni contestate sono state ritenute prive di fondamento.

Struttura patrimoniale e finanziaria 2.02.04

Patrimonio netto

15 Patrimonio netto del Gruppo

	30-giu-23	31-dic-22	Var.
Capitale sociale (valore nominale)	1.489,5	1.489,5	‐
Riserva azioni proprie	(42,2)	(38,5)	(3,7)
Oneri aumento capitale sociale	(0,7)	(0,7)	‐
Capitale sociale	1.446,6	1.450,3	(3,7)
Riserva legale	133,9	120,3	13,6
Altre riserve	1.470,5	1.409,1	61,4
Componenti di conto economico complessivo (OCI)	67,6	207,1	(139,5)
Riserva per operazioni su azioni proprie	(49,7)	(43,6)	(6,1)
Riserve	1.622,3	1.692,9	(70,6)
Utile (perdita) del periodo	253,9	255,2	(1,3)
Totale	3.322,8	3.398,4	(75,6)

Il capitale sociale al 30 giugno 2023 è costituito da 1.489.538.745 azioni ordinarie del valore nominale di 1 euro cadauna e risulta interamente versato. Il numero delle azioni proprie detenute dal Gruppo al 30 giugno 2023 è pari a 42.231.208 (38.541.380 al 31 dicembre 2022).

Le voci Riserva legale e Altre riserve della società capogruppo Hera Spa, si incrementano per effetto della quota non distribuita della destinazione del risultato dell'esercizio precedente deliberata dall'Assemblea dei Soci in sede di approvazione del bilancio al 31 dicembre 2022.

Rispetto al 31 dicembre 2022, il patrimonio netto di Gruppo evidenzia un decremento dovuto principalmente alla variazione negativa delle altre componenti di conto economico complessivo, determinata principalmente dalla variazione delle riserve di cash flow hedge relative a coperture di operazioni programmate su commodity gas ed energia elettrica.

16 Interessenze di minoranza

	30-giu-23	31-dic-22	Var.
Capitale e riserve	243,5	197,4	46,1
Altre componenti di conto economico complessivo (OCI)	3,0	(1,2)	4,2
Utile (perdita) del periodo	20,3	50,1	(29,8)
Totale	266,8	246,3	20,5

La voce è costituita principalmente dalle quote dei soci di minoranza del Gruppo Herambiente e del Gruppo Marche Multiservizi.

Con riferimento all'acquisizione di quote di controllo non totalitarie realizzate nei precedenti esercizi, gli accordi contrattuali stipulati dal Gruppo hanno previsto, nella maggior parte dei casi, la concessione ai soci di minoranza di opzioni irrevocabili di vendita, da esercitarsi all'interno di specifiche finestre temporali. In base alle disposizioni dello Ias 32, l'esistenza di tali diritti in capo ai soci di minoranza ha comportato la necessità di classificare nel bilancio consolidato come passività finanziarie le opzioni sulle azioni/quote delle società acquisite detenute dai soci di minoranza, considerando pertanto come interamente possedute le relative partecipazioni.

L'incremento della voce "Capitale e riserve" è dovuto principalmente all'acquisizione di A.C.R. Spa, che ha comportato l'iscrizione della quota di interessenza sul fair value delle attività nette acquisite per 32,7 milioni di euro. Si rimanda al paragrafo 2.02.10 "Altre informazioni" per i dettagli dell'operazione di business combination.

Prospetto di raccordo

Si riporta di seguito il prospetto di raccordo fra il bilancio separato della Capogruppo e il bilancio consolidato.

	Risultato netto	Patrimonio netto
Saldi come da bilancio semestrale della Capogruppo	228,6	2.567,3
Eccedenza dei patrimoni netti (compreso il risultato di periodo) rispetto ai valori di carico delle partecipazioni in imprese consolidate	40,6	765,4
Rettifiche di consolidamento:
valutazione a patrimonio netto di imprese iscritte nel bilancio separato al costo	(1,4)	43,1
differenza tra prezzo di acquisto e corrispondente patrimonio netto contabile	(11,8)	(27,0)
eliminazione effetti operazioni infragruppo	(2,1)	(26,0)
Totale	253,9	3.322,8
Attribuzione interessenza di terzi	20,3	266,8
Saldi come da bilancio consolidato semestrale	274,2	3.589,6

17 Utile per azione

	1° semestre 2023	1° semestre 2022
Utile (perdita) del periodo attribuibile ai possessori di azioni ordinarie dell'entità Capogruppo (A)	253,9	120,6
Numero medio ponderato delle azioni in circolazione ai fini del calcolo dell'utile (perdita) per azioni
base (B)	1.447.851.952	1.457.008.620
diluito (C)	1.447.851.952	1.457.008.620
Utile (perdita) per azione (in euro)
base (A/B)	0,175	0,083
diluito (A/C)	0,175	0,083

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 31 dicembre 2022, utilizzate nella determinazione dell'utile per azione di base e diluito.

Indebitamento finanziario netto

Di seguito è presentato l'indebitamento finanziario predisposto conformemente all'Orientamento 39, emanato il 4 marzo 2021 dall'Esma, così come recepito da Consob con la comunicazione 5/2021 del 29 aprile 2021. Il ruppo monitora le proprie performance finanziarie anche tramite l'indicatore alternativo di performance Indebitamento finanziario netto che aggiunge allo schema normativo i crediti finanziari non correnti.

			30-giu-23	31-dic-22
A	Disponibilità liquide	18	1.254,8	1.942,4
B	Mezzi equivalenti a disponibilità liquide	18	‐	‐
C	Altre attività finanziarie correnti	18	65,8	77,7
D	Liquidità (A+B+C)		1.320,6	2.020,1
E	Debito finanziario corrente	19	(315,7)	(563,0)
F	Parte corrente del debito finanziario non corrente	19, 22	(83,0)	(108,4)
G	Indebitamento finanziario corrente (E+F)		(398,7)	(671,4)
H	Indebitamento finanziario corrente netto (G+D)		921,9	1.348,7
I	Debito finanziario non corrente	19, 22, 27	(1.426,0)	(2.553,0)
J	Strumenti di debito	19	(3.788,2)	(3.197,3)
K	Debiti commerciali e altri debiti non correnti		‐	‐
L	Indebitamento finanziario non corrente (I+J+K)		(5.214,2)	(5.750,3)
M	Totale indebitamento finanziario (H+L) Orientamenti ESMA 32 - 382 - 1138		(4.292,3)	(4.401,6)
	Crediti finanziari non correnti	18	146,6	151,8
	Indebitamento finanziario netto (NetDebt)		(4.145,7)	(4.249,8)

Per meglio comprendere le dinamiche relative all'esposizione finanziaria intervenute nel corso del primo semestre 2023 si rinvia allo schema di Rendiconto finanziario e ai commenti riportati nella relazione sulla gestione al paragrafo 1.03.02 "Struttura patrimoniale e indebitamento finanziario netto riclassificato", oltre alle note seguenti.

Per lo schema di indebitamento finanziario con parti correlate, si rimanda al paragrafo 2.03.04.

Di seguito si riporta l'analisi delle voci di bilancio che rientrano nella determinazione dell'indebitamento finanziario netto, a eccezione delle attività e passività finanziarie relative agli strumenti finanziari derivati su tassi che sono dettagliate alla nota 27 "Strumenti derivati" e delle passività per leasing che sono esposte alla nota 22 "Diritti d'uso e passività per leasing".

18 Attività finanziarie, disponibilità liquide e mezzi equivalenti

	30-giu-23	31-dic-22	Var.
Crediti per finanziamenti	23,1	27,0	(3,9)
Crediti per servizi di costruzione	78,9	80,4	(1,5)
Titoli in portafoglio	2,0	2,0	‐
Crediti finanziari diversi	42,6	42,4	0,2
Totale attività finanziarie non correnti	146,6	151,8	(5,2)
Crediti per finanziamenti	5,6	7,2	(1,6)
Titoli in portafoglio	1,0	‐	1,0
Crediti finanziari diversi	59,2	70,5	(11,3)
Totale attività finanziarie correnti	65,8	77,7	(11,9)
Totale disponibilità liquide	1.254,8	1.942,4	(687,6)
Totale attività finanziarie e disponibilità liquide	1.467,2	2.171,9	(704,7)

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

		30-giu-23		31-dic-22
	Quota non	corrente Quota corrente	Totale	Quota non	corrente Quota corrente	Totale
Aloe SpA	5,0	0,8	5,8	5,4	0,8	6,2
Calenia Energia Spa	1,5	‐	1,5	3,3	‐	3,3
Set Spa	10,6	5,1	15,7	12,2	3,2	15,4
Altre minori	6,0	(0,3)	5,7	6,1	3,2	9,3
Totale	23,1	5,6	28,7	27,0	7,2	34,2

Il finanziamento nei confronti della società Set Spa, veicolo attraverso il quale il Gruppo detiene quote di produzione di impianti di generazione elettrica, in assenza di trigger event (circostanza quest'ultima verificatasi con riferimento al primo semestre 2023) è assoggettato a test di impairment al termine dell'esercizio.

"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.

"Titoli in portafoglio", accolgono principalmente obbligazioni, fondi e polizze assicurative a garanzia della gestione post-mortem della discarica in capo alla controllata Asa Scpa, per un ammontare pari a 3 milioni di euro, il cui valore di iscrizione è sostanzialmente allineato al fair value al termine del periodo.

"Crediti finanziari diversi", riguardano le seguenti controparti:

		30-giu-23			31-dic-22
	Quota non	corrente Quota corrente	Totale	Quota non	corrente Quota corrente	Totale
Comune di Padova	12,2	1,5	13,7	12,1	1,5	13,6
Consorzio Collinare	13,1	‐	13,1	13,0	‐	13,0
Acosea Impianti Srl	12,7	‐	12,7	12,7	‐	12,7
Cato e Regione Veneto	‐	6,1	6,1	‐	7,0	7,0
Comuni ex CMV	3,9	‐	3,9	3,9	‐	3,9
Altri crediti finanziari	0,7	51,6	52,3	0,7	62,0	62,7
Totale	42,6	59,2	101,8	42,4	70,5	112,9

• Comune di Padova è principalmente correlato alla costruzione di impianti fotovoltaici. Il rimborso di tale credito, regolato a tasso di mercato, è previsto al termine del 2030;
• Consorzio Collinare concerne l'indennizzo spettante ad AcegasApsAmga Spa in qualità di gestore uscente al termine dell'affidamento della gestione del servizio di distribuzione gas;
• Acosea Impianti Srl si riferisce a una garanzia finanziaria rilasciata dalla capogruppo Hera Spa;
• Cato e Regione Veneto è rappresentato da contributi pubblici da incassare;
• Comuni ex Cmv concerne l'indennizzo spettante a Hera spa in qualità di gestore uscente al termine dell'affidamento della gestione del servizio di distribuzione gas nei comuni di Vigarano, Goro e Castello d'Argile;
• Altri crediti finanziari accolgono le operazioni di cessione di crediti d'imposta per efficientamento energetico concluse al termine del primo semestre 2023, formalmente validate e accettate dalle controparti bancarie, il cui incasso è avvenuto nel mese di luglio 2023, per 21,7 milioni di euro (46,3 milioni di euro al 31 dicembre 2022, incassati a gennaio 2023). Accolgono inoltre gli anticipi versati dalle società del ruppo che esercitano l'attività di distribuzione per la partecipazione alle gare gas che si svolgeranno nei prossimi anni, per 4,3 milioni di euro, in linea con il 31 dicembre 2022.

"Disponibilità liquide e mezzi equivalenti" sono rappresentati per la quasi totalità da depositi bancari e postali (1.254,7 milioni di euro al 30 giugno 2023). Per meglio comprendere la variazione dell'ammontare delle disponibilità liquide si rinvia allo schema di rendiconto finanziario.

19 Passività finanziarie

	30-giu-23	31-dic-22	Var.
Prestiti obbligazionari e finanziamenti	4.649,8	5.171,5	(521,7)
Opzione di vendita soci di minoranza	473,7	499,5	(25,8)
Debiti per acquisizione partecipazioni di controllo e corrispettivi potenziali	17,4	17,4	‐
Altri debiti finanziari	1,4	1,5	(0,1)
Totale passività finanziarie non correnti	5.142,3	5.689,9	(547,6)
Scoperti di conto corrente e interessi passivi	71,8	316,6	(244,8)
Prestiti obbligazionari e finanziamenti	68,9	87,1	(18,2)
Debiti per acquisizione partecipazioni di controllo e corrispettivi potenziali	13,5	13,3	0,2
Opzione di vendita soci di minoranza	14,2	1,7	12,5
Altri debiti finanziari	210,2	231,4	(21,2)
Totale passività finanziarie correnti	378,6	650,1	(271,5)
Totale passività finanziarie	5.520,9	6.340,0	(819,1)

"Prestiti obbligazionari e finanziamenti", nella quota non corrente, si movimentano principalmente per l'effetto complessivo netto delle seguenti operazioni:

• emissione del secondo "sustainability-linked bond" del valore nominale di 600 milioni di euro, durata di 10 anni e cedola annuale del 4,25%. Per maggiori dettagli della nuova emissione si rimanda al paragrafo 1.02 "Principali fatti di rilievo" della Relazione sulla gestione;
• estinzione anticipata del prestito ponte che un pool di banche aveva concesso a ottobre 2022 in attesa dell'emissione del bond di cui al punto precedente per 500 milioni di euro;
• rimborso anticipato della linea di credito a medio lungo termine, sotto forma di Term Loan Bullet, concessa nel 2022 in pool dalle principali banche che operano con il Gruppo, per 450 milioni di euro e assistita da garanzia rilasciata da parte di Sace Spa (sulla base dell'art. 15 D.L. 17 maggio 2022, n.50, successivamente convertito in legge);
• rimborso anticipato di debiti finanziari sottoscritti nel corso dell'esercizio 2022 per complessivi 150 milioni di euro.

La voce comprende, inoltre, il valore dell'opzione di vendita, pari a 53,7 milioni di euro, correlata alla partecipazione di minoranza del 3% di Ascopiave Spa in Hera Comm Spa che, per effetto delle disposizioni contrattuali, è classificata come finanziamento e valutata secondo il metodo del costo ammortizzato. Tale debito, del valore nominale di 54 milioni di euro, si incrementa per effetto della componente finanziaria valutativa e si decrementa per i dividendi corrisposti:

	Valore iniziale	Oneri finanziari	Flussi corrisposti	Valore finale
1° semestre 2022	55,0	1,6	(3,4)	53,2
1° semestre 2023	54,8	1,6	(2,7)	53,7

La quota corrente di "Prestiti obbligazionari e finanziamenti" accoglie le quote scadenti entro i successivi dodici mesi dei debiti a medio e lungo termine. La variazione rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio è dovuta principalmente al rimborso del prestito obbligazionario, del valore nominale residuo di 22 milioni di euro, in scadenza a maggio 2023.

Si evidenziano di seguito le principali condizioni dei prestiti obbligazionari in essere al 30 giugno 2023:

Prestiti obbligazionari	Durata (anni)	Scadenza	Valore Nominale (mln)	Cedola	Tasso annuale
Sustainability linked bond	12.5	25-apr-2034	500 Eur	Fissa, annuale	1,00%
Sustainability linked bond	10	20-apr-2033	600 Eur	Fissa, annuale	4,25%
Green Bond	10	04-lug-2024	288,3 Eur	Fissa, annuale	2,375%
Bond*	15	05-ago-2024	20.000 JPY	Fissa, semestrale	2,93%
Bond	12	22-mag-2025	15 Eur	Fissa, annuale	3,5%
Green Bond	7	25-mag-2029	500 Eur	Fissa, annuale	2,5%
Bond	10	14-ott-2026	325,44 Eur	Fissa, annuale	0,875%
Bond	10	03-dic-2030	500 Eur	Fissa, annuale	0,25%
Bond*	15/20	14-mag-2027/2032	102,5 Eur	Fissa, annuale	5,25%
Green Bond	8	05-lug-2027	357,2 Eur	Fissa, annuale	0,875%
Bond	15	29-gen-2028	599,02 Eur	Fissa, annuale	5,20%

* Strumento non quotato

Al 30 giugno 2023 i prestiti obbligazionari in essere hanno un valore nominale di 3.937,2 milioni di euro (3.359,2 milioni al 31 dicembre 2022), un valore di iscrizione al costo ammortizzato di 3.789,4 milioni di euro (3.221,4 milioni di euro al 31 dicembre 2022) e presentano un fair value di 3.573,9 milioni di euro (2.986,8 al 31 dicembre 2022) determinato dalle quotazioni di mercato ove disponibili.

Su alcuni finanziamenti sono presenti covenant che prevedono il rispetto del limite di corporate rating, il quale deve essere valutato, anche solo da parte di un'agenzia di rating, non al di sotto del livello di Investment grade (BBB-). Alla data attuale tale parametro risulta rispettato.

"Opzione di vendita soci di minoranza", accoglie la valutazione a fair value delle opzioni di vendita attribuite, con specifici istituti contrattuali, ai soci di minoranza sulle proprie quote partecipative. Il valore più rilevante è riferibile all'opzione di vendita della partecipazione di minoranza in EstEnergy Spa, pari al 40% del capitale sociale, detenuta da Ascopiave Spa.

La policy del ruppo prevede di non rappresentare l'interessenza dei soci di minoranza nella componente di risultato di periodo, pertanto, il valore dei debiti per le opzioni (da versare alla data di esercizio delle stesse secondo il meccanismo contrattuale condiviso tra le parti) è incrementato dei dividendi che ci si aspetta verranno distribuiti dalle società controllate lungo la vita ipotetica delle opzioni stesse. Il fair value iscritto a bilancio come passività non rappresenta, quindi, soltanto il valore attuale del prezzo previsto dell'opzione di vendita alla data del suo esercizio, ma contiene anche la stima attualizzata dei futuri dividendi distribuiti, in quanto da ritenersi parte del corrispettivo variabile dovuto alla controparte. Data la struttura dell'operazione, nel corso del periodo d'esercizio dell'opzione, l'utile generato dalle società controllate sarà distribuito secondo le rispettive quote nominali di partecipazione. Tale meccanismo fa sì che la parte del fair value dell'opzione di vendita che verrà estinta tramite la distribuzione di futuri dividendi è in realtà autoliquidante, dal momento che le risorse finanziarie necessarie (ovvero i dividendi delle partecipazioni di minoranza) saranno direttamente generate dalle società controllate, senza pertanto determinare nel corso di tale periodo un reale fabbisogno finanziario addizionale per il Gruppo.

	Valore iniziale	Acquisizioni	Oneri finanziari	Variazione ipotesi	Flussi corrisposti	Valore finale
30-giu-22
Opzione di vendita (equity value)	442,9	‐	7,7	‐	‐	450,6
Opzione di vendita (dividendi futuri)	142,3	‐	2,5	‐	(21,9)	122,9
Totale	585,2	‐	10,2	‐	(21,9)	573,5
30-giu-23
Opzione di vendita (equity value)	421,2	‐	7,4	‐	(1,6)	427,0
Opzione di vendita (dividendi futuri)	80,0	‐	1,2	‐	(20,3)	60,9
Totale	501,2	‐	8,6	‐	(21,9)	487,9

Di seguito è riportata la movimentazione del semestre, confrontata con il periodo precedente:

Con riferimento alla movimentazione intervenuta nel semestre:

• gli oneri finanziari accolgono gli effetti figurativi derivanti dall'attualizzazione del debito iscritto alla data di bilancio precedente;
• i flussi corrisposti accolgono gli importi versati ai soci di minoranza sia per l'esercizio delle opzioni stesse (equity value) sia per il pagamento dei dividendi di loro pertinenza. Nel corso del primo semestre 2023 è avvenuto l'esercizio da parte di Hera Comm Spa dell'opzione di acquisto in suo possesso, correlata a una corrispondente opzione di vendita dei soci di minoranza, pari al 10% delle azioni della società per un controvalore di 1,6 milioni di euro.

"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 (earn-out) previsti dagli accordi sottoscritti in sede di acquisizione.

Di seguito si riporta il dettaglio della voce al 30 giugno 2023 per singola acquisizione, confrontata con il periodo precedente:

		30-giu-23			31-dic-22
	Quota non	corrente Quota corrente	Totale	Quota non	corrente Quota corrente	Totale
Aliplast Spa	17,4	‐	17,4	17,4	‐	17,4
Macero Maceratese Srl	‐	1,1	1,1	‐	1,1	1,1
Debiti per acquisizione partecipazioni di controllo	17,4	1,1	18,5	17,4	1,1	18,5
Pistoia Ambiente Srl	‐	11,7	11,7	‐	11,5	11,5
Aliplast Spa	‐	0,5	0,5	‐	0,5	0,5
Recycla Spa	‐	0,2	0,2	‐	0,2	0,2
Corrispettivi potenziali	‐	12,4	12,4	‐	12,2	12,2
Totale	17,4	13,5	30,9	17,4	13,3	30,7

"Scoperti di conto corrente e interessi passivi", la significativa variazione rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente è dovuta alla sottoscrizione nell'ultimo trimestre 2022, alla luce della forte volatilità dei mercati energetici, di prestiti monetari a breve termine, nella forma di hot money, per un ammontare pari a complessivi 230 milioni di euro. Tali finanziamenti sono stati rimborsati nei primi mesi del 2023 e, contestualmente, il Gruppo non ha proceduto a stipulare ulteriori prestiti a breve termine data la soddisfacente situazione di cassa.

"Altri debiti finanziari", riguardano principalmente:

		30-giu-23			31-dic-22
	Quota non	corrente Quota corrente	Totale	Quota non	corrente Quota corrente	Totale
European energy exchange	‐	77,3	77,3	‐	145,1	145,1
Factoring	‐	74,7	74,7	‐	61,0	61,0
Cassa servizi energetici e ambientali	‐	48,2	48,2	‐	20,4	20,4
Altri minori	1,4	10,0	11,4	1,5	4,9	6,4
Totale	1,4	210,2	211,6	1,5	231,4	232,9

• European Energy Exchange, accoglie gli acconti relativi a contratti di scambio di energia elettrica conclusi sulla piattaforma Eex, che prevede la regolazione giornaliera dei differenziali. La variazione è riconducibile alla dinamica dei prezzi delle commodity energetiche, che ha orientato il Gruppo a privilegiare la regolazione delle posizioni contrattuali in scadenza, riducendo al tempo stesso la sottoscrizione di nuove posizioni, orientandosi su altre forme negoziali di contratti di scambio;
• Factoring, accoglie principalmente gli incassi ancora da trasferire a fine periodo agli istituti finanziari, in relazione a crediti oggetto di cessioni pro-soluto per i quali il Gruppo ha mantenuto l'attività di riscossione per conto delle società di factor;
• Cassa per i servizi energetici e ambientali, accoglie gli incassi da retrocedere in quanto già anticipati dalla Csea in relazione alle rendicontazioni effettuate dal Gruppo per le attività svolte sui mercati di vendita di gas ed energia elettrica soggetti a gara, dettagliate alla nota 34 "Altre passività correnti", alla quale si rimanda per maggiori dettagli.

Nella tabella che segue sono riportate le passività finanziarie distinte per natura al 30 giugno 2023, con indicazione delle fasce di scadenza:

Tipologia	30-giu-23	Quota entro 12 mesi	Quota entro 2° anno	Quota entro 5° anno	Quota oltre 5° anno
Prestiti obbligazionari	3.789,4	‐	410,7	1.264,9	2.113,8
Finanziamenti	929,3	68,9	60,9	732,2	67,3
Opzioni di vendita soci di minoranza	487,9	14,2	1,5	465,9	6,3
Debiti per acquisizione partecipazioni di controllo e corrispettivi potenziali	30,9	13,5	‐	17,4	‐
Altri debiti finanziari	211,6	210,2	0,8	0,6	‐
Scoperti di conto corrente e interessi passivi	71,8	71,8	‐	‐	‐
Totale	5.520,9	378,6	473,9	2.481,0	2.187,4

Le disponibilità liquide e le linee di credito attuali, oltre alle risorse generate dall'attività operativa e di finanziamento, sono giudicate sufficienti per far fronte ai fabbisogni finanziari futuri. Al 30 giugno 2023 il Gruppo presenta affidamenti non utilizzati per circa 732 milioni di euro e 1.030 milioni di euro di linee di credito committed interamente disponibili. Le linee di credito sono distribuite fra i principali istituti bancari italiani e internazionali e consentono un'adeguata diversificazione del rischio controparte e condizioni competitive.

Flussi monetari dell'atti ità di inan iamento

Variazione delle passività finanziarie

Di seguito si riportano le informazioni sulle variazioni delle passività finanziarie intercorse nel primo semestre dell'esercizio 2023, distinte tra flussi monetari e flussi non monetari.

Tipologia	30-giu-23	Var. Flussi non monetari 31-dic-22 (a)						Flussi monetari
				Acquisizioni cessioni (b)	Componenti economiche valutative (c)	Variazioni fair value (d)	Altre variazioni (e)	(f)=(a)- [(b)+(c)+ (d)+(e)]
Passività finanziarie non correnti	5.142,3	5.689,9	(547,6)		25,6	(16,3)	(571,8)	14,9
Passività finanziarie correnti	378,6	650,1	(271,5)	11,8	0,4		520,3	(804,0)
Flussi relativi a passività finanziarie	5.520,9	6.340,0	(819,1)	11,8	26,0	(16,3)	(51,5)	(789,1)
di cui
Nuove emissioni di debiti finanziari a lungo termine								614,9
Rimborsi di debiti finanziari non correnti								(600,0)
Rimborsi e altre variazioni nette di debiti finanziari								(804,0)
Passività per leasing	70,1	76,4	(6,3)				4,2	(10,5)
Passività finanziarie derivanti da attività di finanziamento	5.591,0	6.416,4	(825,4)	11,8	26,0	(16,3)	(47,3)	(799,6)

"Acquisizioni e cessioni" accolgono gli effetti derivanti dall'operazione di acquisizione del controllo effettuata nel corso del primo semestre 2023, come illustrato nella sezione "Business combination (informazioni integrative)" del paragrafo 2.02.10 "Altre informazioni".

"Componenti economiche valutative" si riferiscono a:

• oneri da valutazione al costo ammortizzato di bond e finanziamenti per 17,2 milioni di euro, come riportato alla nota 11 "Oneri finanziari";
• oneri da attualizzazione correlati alle opzioni di vendita delle partecipazioni di minoranza e agli earn-out contrattualizzati in sede di acquisizione del controllo di imprese e rami aziendali, per 8,8 milioni di euro, come riportato alla nota 11 "Oneri finanziari".

"Variazioni fair value" accolgono la rettifica apportata al valore contabile di un prestito obbligazionario in valuta per effetto della relazione di copertura in fair value hedge, che ha comportato l'iscrizione di proventi per 16,3 milioni di euro, come riportato alla nota 27 "Strumenti derivati".

"Altre variazioni", oltre a riflettere eventuali riclassificazioni tra passività correnti e non correnti, accolgono gli effetti dovuti principalmente a:

• ratei per interessi passivi corrisposti tra la data di chiusura del bilancio e il 31 dicembre dell'esercizio precedente, per 21,4 milioni di euro. Il flusso di cassa degli interessi passivi è esposto in una specifica voce dello schema di rendiconto finanziario;
• pagamento dei dividendi ai soci di minoranza con i quali il ruppo, al momento dell'acquisizione del controllo, ha contrattualizzato delle opzioni di vendita, per 20,3 milioni di euro. Nello schema di rendiconto finanziario il relativo flusso di cassa è rappresentato tra i dividendi pagati, pur essendo classificato contabilmente come una variazione della passività finanziaria già iscritta (tale meccanismo è illustrato nella nota 19 "Passività finanziarie");
• rilevazione, in applicazione del costo ammortizzato, dei costi iniziali correlati al prestito obbligazionario emesso nel primo semestre dell'esercizio 2023, per complessivi 7,1 milioni di euro;
• iscrizione dei debiti relativi ai contratti di leasing sottoscritti nel primo semestre dell'esercizio 2023 e rimisurazione del debito dei contratti in essere generata da un aggiornamento delle ipotesi sottostanti circa le opzioni di rinnovo, acquisto o recesso anticipato, come riportato alla nota 22 "Diritti d'uso e passività per leasing";

Dividendi pagati ad azionisti Hera e interessenze di minoranza

Il valore si riferisce ai dividendi pagati nel corso del primo semestre dell'esercizio 2023 a:

• soci della Capogruppo per 180,6 milioni di euro;
• soci di minoranza per 32,6 milioni di euro, di cui 20,3 milioni di euro corrisposti ai soci di minoranza nei confronti dei quali il Gruppo ha rilevato negli esercizi precedenti debiti per opzioni di vendita, come commentato precedentemente.

Si segnala, infine, che non sono presenti nel primo semestre dell'esercizio 2023 flussi non monetari dovuti a differenze cambio.

Attività d'in estimento 2.02.05

21 Immobilizzazioni materiali

	30-giu-23	31-dic-22	Var.
Terreni e fabbricati	616,1	620,4	(4,3)
Impianti e macchinari	1.052,2	1.089,5	(37,3)
Altri beni mobili	93,6	89,5	4,1
Immobilizzazioni in corso	225,9	183,0	42,9
Totale asset operativi	1.987,8	1.982,4	5,4
Investimenti immobiliari	2,0	2,0	‐
Totale	1.989,8	1.984,4	5,4

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

	Valore iniziale netto	Investimenti	Disinvestimenti	Ammortamenti e svalutazioni	Variazione dell'area di consolidamento	Altre variazioni	Valore finale netto	di cui valore finale lordo	ammortamento di cui fondo
30-giu-22
Terreni e fabbricati	585,3	2,3	‐	(9,1)	‐	15,2	593,7	871,4	(277,7)
Impianti e macchinari	1.107,8	10,0	(1,5)	(56,5)	0,1	(8,4)	1.051,5	2.984,1	(1.932,6)
Altri beni mobili	123,7	2,4	(0,2)	(10,1)	‐	(29,7)	86,1	420,7	(334,6)
Immobilizzazioni in corso	122,1	65,8	(0,4)	‐	‐	(15,7)	171,8	171,8
Totale	1.938,9	80,5	(2,1)	(75,7)	0,1	(38,6)	1.903,1	4.448,0	(2.544,9)
30-giu-23
Terreni e fabbricati	620,4	0,9	‐	(9,9)	0,6	4,1	616,1	913,8	(297,7)
Impianti e macchinari	1.089,5	9,1	(0,6)	(59,4)	5,1	8,5	1.052,2	3.092,7	(2.040,5)
Altri beni mobili	89,5	4,6	(0,3)	(11,6)	5,3	6,1	93,6	458,3	(364,7)
Immobilizzazioni in corso	183,0	64,4	‐	‐	‐	(21,5)	225,9	225,9
Totale	1.982,4	79,0	(0,9)	(80,9)	11,0	(2,8)	1.987,8	4.690,7	(2.702,9)
mentre per un commento di dettaglio degli investimenti realizzati nel periodo si rimanda al paragrafo 1.05 "Analisi per aree strategiche d'affari" della relazione sulla gestione. "Terreni e fabbricati", sono costituiti per 129,3 milioni di euro da terreni e per 486,8 milioni di euro da fabbricati. Trattasi in via prevalente di siti di proprietà adibiti ad accogliere gli impianti produttivi del Gruppo. "Impianti e macchinari", 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, oltre agli impianti di produzione delle materie plastiche. I principali investimenti del semestre riguardano le attività di trattamento rifiuti per un ammontare di 8,4 milioni di euro. Al contempo si rilevano disinvestimenti per demolizioni e
dismissioni di impianti obsoleti. "Altri beni mobili", comprendono in via prevalente attrezzature e cassonetti per lo smaltimento rifiuti per 54,9 milioni di euro e automezzi per 38,7 milioni di euro. "Immobilizzazioni in corso", si incrementano principalmente a seguito degli investimenti in via di realizzazione per gli impianti di trattamento rifiuti per 27,8 milioni di euro e per la rete di distribuzione dell'energia elettrica per 13 milioni di euro, oltre che ad ampliamenti e manutenzioni straordinarie delle sedi operative del Gruppo per 9,1 milioni di euro.
Nelle "Altre variazioni" sono rappresentate le riclassifiche dalle immobilizzazioni in corso alle specifiche categorie per i cespiti entrati in funzione nel corso del semestre ed eventuali riclassifiche da immobilizzazioni materiali ad attività immateriali, specie in presenza di beni oggetto di attività in concessione.

Diritti d'uso e passi ità per leasing

Le tabelle seguenti riportano la composizione dei diritti d'uso (esposti al netto del relativo fondo ammortamento) e le passività per leasing, nonché la relativa movimentazione. I contratti acquisiti in sede di business combination sono separatamente identificati nella movimentazione e classificati come "Variazione dell'area di consolidamento".

					30-giu-23		31-dic-22		Var.
Diritti d'uso di terreni e fabbricati					49,2		50,7		(1,5)
Diritti d'uso di impianti e macchinari					7,1		7,1		(0,0)
Diritti d'uso di altri beni mobili					22,3		26,4		(4,1)
Totale					78,6		84,2		(5,6)
	Valore iniziale netto	Nuovi contratti e contrattuali modifiche	Decrementi	Ammortamenti e svalutazioni	Variazione dell'area di consolidamento	Altre variazioni	Valore finale netto	di cui valore finale lordo	ammortamento di cui fondo
30-giu-22
Diritti d'uso di terreni e fabbricati	65,7	8,5	‐	(3,7)	0,2	(17,8)	52,9	93,3	(40,4)
Diritti d'uso di impianti e macchinari	7,8	‐	‐	(0,5)	‐	(0,9)	6,4	10,7	(4,3)
Diritti d'uso di altri beni	28,1	2,4	‐	(5,0)	0,1	(0,5)	25,1	45,1	(20,0)
Totale	101,6	10,9	‐	(9,2)	0,3	(19,2)	84,4	149,1	(64,7)
30-giu-23
Diritti d'uso di terreni e fabbricati	50,7	2,4	‐	(3,9)	‐	-	49,2	95,6	(46,4)
Diritti d'uso di impianti e macchinari	7,1	0,6	‐	(0,6)	‐	-	7,1	12,7	(5,6)
Diritti d'uso di altri beni mobili	26,4	1,2	‐	(5,0)	‐	(0,3)	22,3	46,0	(23,7)
Totale	84,2	4,2	‐	(9,5)	‐	(0,3)	78,6	154,3	(75,7)

"Diritti d'uso di terreni e fabbricati", costituiti per 43,8 milioni di euro da diritti d'uso relativi a fabbricati e per i residui 5,9 milioni di euro da diritti d'uso relativi a terreni. I diritti d'uso dei fabbricati si riferiscono principalmente a contratti aventi a oggetto i complessi immobiliari destinati alle sedi operative, agli uffici e agli sportelli clienti.

"Diritti d'uso di impianti e macchinari" si riferiscono principalmente a contratti aventi a oggetto impianti di depurazione e di compostaggio.

"Diritti d'uso di altri beni" si riferiscono in via prevalente a contratti sottoscritti per l'utilizzo di infrastrutture IT (specialmente data center), automezzi operativi e autovetture.

Sono riportati nella colonna "Nuovi contratti e modifiche contrattuali" i leasing sottoscritti nel corso del periodo, nonché la modifica delle ipotesi passate circa durata e opzioni di rinnovo o recesso dei contratti esistenti.

La colonna "Altre variazioni" accoglie il valore residuo dei beni in leasing che sono stati oggetto di riscatto nel periodo e il cui valore è stato riclassificato tra le immobilizzazioni materiali per natura.

Le passività finanziarie presentano la seguente composizione e variazione, confrontate con il medesimo periodo dell'esercizio precedente:

30-giu-22	Valore iniziale netto	Nuovi contratti e contrattuali modifiche	Decrementi	Oneri finanziari	Variazione dell'area di consolidamento	Altre variazioni	Valore finale netto
Passività per leasing	96,6	10,9	(32,0)	1,4	0,3	‐	77,2
di cui
passività non correnti	53,2						54,9
passività correnti	43,4						22,3
30-giu-23
Passività per leasing	76,4	4,2	(11,7)	1,2	‐	‐	70,1
di cui
passività non correnti	55,1						50,0
passività correnti	21,3						20,1

Le passività finanziarie per leasing accolgono principalmente i debiti finanziari sorti dalla locazione delle sedi operative e amministrative del Gruppo.

La colonna "Nuovi contratti e modifiche contrattuali" accoglie i contratti sottoscritti nel semestre e la rimisurazione del debito dei contratti in essere, generata da un aggiornamento delle ipotesi sottostanti circa le opzioni di rinnovo, acquisto o recesso anticipato.

I "Decrementi" sono generati dal rimborso dei canoni contrattuali previsti nel corso del semestre e dalle opzioni di riscatto esercitate.

Conformemente alle proprie policy di approvvigionamento, il Gruppo ha sottoscritto contratti allineati agli standard di mercato con riferimento a tutte le tipologie di attività sottostanti. Nel caso di uffici, sportelli clienti, autovetture e infrastrutture IT i contratti non prevedono clausole vincolanti o particolari onerosità in caso di recesso, trattandosi di attività perfettamente fungibili e offerte da un vasto numero di controparti. Il debito espresso a bilancio rappresenta, quindi, l'ammontare più probabile di esborsi che il Gruppo dovrà sostenere negli esercizi futuri. Per le medesime ragioni, inoltre, attualmente si ritiene che non verranno esercitate le clausole di rinnovo laddove presenti, valutando eventualmente in futuro la convenienza economica delle stesse o la sottoscrizione di nuovi contratti con controparti differenti.

Nella tabella che segue sono riportate le passività per leasing distinte per fasce di scadenza:

Tipologia	Totale	Quota entro 12 mesi	Quota entro 2° anno	Quota entro 5° anno	Quota oltre 5° anno
1° semestre 2023	70,1	20,1	16,2	22,3	11,5

23 Attività immateriali

	30-giu-23	31-dic-22	Var.
Applicativi informatici	83,3	82,5	0,8
Concessioni e altri diritti di utilizzo	105,5	110,8	(5,3)
Servizi pubblici in concessione	3.112,5	3.184,5	(72,0)
Liste clienti	617,3	581,1	36,2
Altre attività immateriali	111,1	92,9	18,2
Attività immateriali in corso servizi pubblici in concessione	429,9	273,9	156,0
Attività immateriali in corso	101,3	91,7	9,6
Totale	4.560,9	4.417,4	143,5

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

	Valore iniziale netto	Investimenti	Disinvestimenti	Ammortamenti e svalutazioni	Variazione dell'area di consolidamento	Altre variazioni	Valore finale netto	di cui valore finale lordo	ammortamento di cui fondo
30-giu-22
Applicativi informatici	84,6	0,2	‐	(18,4)	0,1	12,0	78,5	537,2	(458,7)
Concessioni e altri diritti di utilizzo	113,8	‐	‐	(7,8)	12,0	‐	118,0	483,6	(365,6)
Servizi pubblici in concessione	2.963,4	4,1	(0,2)	(85,4)	‐	68,6	2.950,5	5.297,1	(2.346,6)
Liste clienti	576,2	‐	‐	(19,4)	34,6	0,1	591,5	732,1	(140,6)
Altre attività immateriali	79,4	13,8	‐	(14,0)	‐	1,6	80,8	237,6	(156,8)
Attività immateriali in corso servizi pubblici in concessione	237,4	159,0	‐	‐	‐	(9,9)	386,5	386,5	‐
Attività immateriali in corso	71,9	29,4	‐	‐	‐	(14,8)	86,5	86,5	‐
Totale	4.126,7	206,5	(0,2)	(145,0)	46,7	57,6	4.292,3	7.760,6	(3.468,3)
30-giu-23
Applicativi informatici	82,5	0,7	‐	(18,5)	‐	18,6	83,3	584,9	(501,6)
Concessioni e altri diritti di utilizzo	110,8	0,3	‐	(7,2)	‐	1,6	105,5	485,4	(379,9)
Servizi pubblici in concessione	3.184,5	3,2	(0,1)	(89,5)	‐	14,4	3.112,5	5.609,7	(2.497,2)
Liste clienti	581,1	‐	‐	(20,9)	57,1	‐	617,3	798,9	(181,6)
Altre attività immateriali	92,9	36,5	‐	(19,6)	0,1	1,2	111,1	307,5	(196,4)
Attività immateriali in corso servizi pubblici in concessione	273,9	168,6	(0,1)	‐	‐	(12,5)	429,9	429,9	‐
Attività immateriali in corso	91,7	30,1	‐	‐	‐	(20,5)	101,3	101,3	‐
Totale	4.417,4	239,4	(0,2)	(155,7)	57,2	2,8	4.560,9	8.317,6	(3.756,7)

Di seguito sono commentate la composizione e le principali variazioni all'interno di ciascuna categoria, mentre per un commento di dettaglio degli investimenti realizzati nel periodo si rimanda al paragrafo 1.05 "Analisi per aree strategiche d'affari" della relazione sulla gestione.

"Applicativi informatici", sono relativi ai costi sostenuti per l'acquisto e l'implementazione dei sistemi informativi aziendali.

"Concessioni e altri diritti di utilizzo", sono costituiti principalmente da:

• concessioni, pari a 35,8 milioni di euro, riferibili a diritti relativi alle attività di ciclo idrico integrato e distribuzione gas, classificati nelle attività immateriali anche anteriormente alla prima applicazione dell'interpretazione Ifric 12 "Accordi per servizi in concessione";
• autorizzazione relativa all'esercizio della discarica di Serravalle Pistoiese, pari a 51,2 milioni di euro, asset iscritto nell'ambito di un'operazione di business combination realizzata negli esercizi precedenti e ammortizzato sulla base delle tonnellate conferite.

"Servizi pubblici in concessione", 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 18 "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 all'esercizio dell'attività sui quali il ruppo detiene i diritti all'utilizzo, sono contabilizzati applicando il modello dell'attività immateriale come previsto dall'interpretazione Ifric 12.

"Attività immateriali in corso servizi pubblici in concessione", rappresentano gli investimenti correlati alle medesime concessioni che risultano ancora da ultimare alla data di fine semestre e si riferiscono principalmente alle reti idriche per 87,9 milioni di euro e alle reti di distribuzione del gas per 58,6 milioni di euro.

"Attività immateriali in corso", sono costituite principalmente da progetti informatici non ancora ultimati.

"Liste clienti", sono iscritte per effetto delle operazioni di business combination e della conseguente attività valutativa a fair value degli asset acquisiti. Il periodo di ammortamento di tali liste clienti è correlato al tasso di abbandono (churn rate) identificato per ogni singola operazione. Nel corso del primo semestre 2023, la voce si è incrementata per effetto dell'acquisizione del controllo di A.C.R. Spa, il cui valore è riportato nella colonna "Variazione area di consolidamento".

"Altre attività immateriali", comprendono principalmente i diritti di godimento e utilizzazione di infrastrutture per il passaggio di reti di telecomunicazione e i costi incrementali sostenuti per l'ottenimento di nuovi contratti di vendita. In particolare, le provvigioni iscritte come attività per il 1° semestre 2023 ammontano a 34,8 milioni di euro (36 milioni di euro per il medesimo periodo dell'esercizio 2022).

Le "Altre variazioni" comprendono riclassifiche delle immobilizzazioni in corso alle rispettive categorie specifiche per i cespiti entrati in funzione nel corso del semestre e riclassifiche da/a immobilizzazioni materiali, specie in presenza di beni oggetto di attività in concessione, come ricordato alla voce "Servizi pubblici in concessione".

La "Variazione area di consolidamento" riflette le acquisizioni di controllo realizzate nel corso del semestre, per i cui dettagli si rinvia alla sezione "Business combination (informazioni integrative)" contenuta nel paragrafo 2.02.10 "Altre informazioni".

24 Avviamento

	30-giu-23	31-dic-22	Var.
Avviamento	870,5	848,1	22,4

Il valore dell'avviamento al 30 giugno 2023 è riconducibile principalmente alle seguenti operazioni:

• acquisizione del controllo delle "Attività commerciali Ascopiave", ovvero delle società EstEnergy Spa, Ascotrade Spa, Ascopiave Energie Spa, Blue Meta Spa, Etra Energia Srl e Amgas Blu Srl, avvenuto nel 2019 per complessivi 431,2 milioni di euro;
• integrazione che nel 2002 ha dato origine a Hera Spa, per 81,3 milioni di euro;
• acquisizione del controllo mediante fusione di Agea Spa avvenuta nel 2004, per 41,7 milioni di euro;

• acquisizione del controllo del Gruppo Meta avvenuta nell'esercizio 2005, per effetto della fusione di Meta Spa in Hera Spa, per 117,7 milioni di euro;

• acquisizione del controllo di Sat Spa, mediante fusione in Hera Spa, avvenuta nell'esercizio 2008, per 54,9 milioni di euro;

• acquisizione del controllo del Gruppo Aliplast avvenuta nel 2017, per 25 milioni di euro;
• acquisizione del controllo del Gruppo Marche Multiservizi, per 20,8 milioni di euro;
• acquisizione del controllo di A.C.R. Spa, per 22,4 milioni di euro, avvenuta nel primo semestre 2023.

In accordo con quanto previsto dallo Ias 36 e avendo riscontrato l'assenza di trigger event come riportato nella sezione " estione dei rischi" del paragrafo 2.02.01 "Principi di redazione e criteri di valutazione", non è stato predisposto il test di impairment sugli avviamenti iscritti al 30 giugno 2023.

Investimenti in partecipazioni 2.02.06

25 Partecipazioni

	30-giu-23	31-dic-22	Var.
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	150,3	151,4	(1,1)
Altre partecipazioni	62,3	38,9	23,4
Totale	212,6	190,3	22,3

Le variazioni rispetto al 31 dicembre 2022 di joint venture e società collegate riflettono il recepimento degli utili e delle perdite pro-quota consuntivati dalle rispettive società (incluse le altre componenti di conto economico complessivo), nonché l'eventuale riduzione del valore per dividendi distribuiti e per svalutazioni a seguito di impairment test.

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

	Valore iniziale	disinvestimenti Investimenti e	Risultato del periodo	Dividendi distribuiti	Variazione dell'area di consolidamento	Svalutazioni e altre variazioni	Valore finale
30-giu-22
Società joint venture
Enomondo Srl	17,6	‐	1,8	(2,2)	‐	‐	17,2
Totale società joint venture	17,6	‐	1,8	(2,2)	‐	‐	17,2
Società collegate
Aimag Spa	51,7	‐	1,8	(2,8)	‐	‐	50,7
Set Spa	28,5	‐	‐	‐	‐	‐	28,5
Sgr Servizi Spa	25,2	‐	1,1	(2,0)	‐	‐	24,3
ASM SET Srl	18,9	‐	0,7	(1,4)	‐	‐	18,2
SEA - Servizi Ecologici Ambientali Srl	8,7	‐	0,7	(1,0)	‐	‐	8,4
Totale società collegate	133,0	‐	4,3	(7,2)	‐	‐	130,1
Totale	150,6	‐	6,1	(9,4)	‐	‐	147,3
30-giu-23
Società joint venture

Totale	151,4	‐	5,9	(7,0)	‐	‐	150,3
Totale società collegate	132,6	‐	5,0	(4,8)	‐	‐	132,8
SEA - Servizi Ecologici Ambientali Srl	9,1	‐	0,7	(1,4)	‐	‐	8,4
ASM SET Srl	18,9	‐	0,5	(1,3)	‐	‐	18,1
Sgr Servizi Spa	25,5	‐	2,3	(2,1)	‐	‐	25,7
Set Spa	27,9	‐	0,5	‐	‐	‐	28,4
Aimag Spa	51,2	‐	1,0	‐	‐	‐	52,2
Società collegate
Totale società joint venture	18,8	‐	0,9	(2,2)	‐	‐	17,5
Enomondo Srl	18,8	‐	0,9	(2,2)	‐	‐	17,5

Non si segnalano riduzioni o ripristini di valore per le società rientranti nel perimetro di consolidamento.

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

	Gerarchia fair value	Valore iniziale	disinvestimenti Investimenti e	Valutazioni a fair value	Altre variazioni	Valore finale
30-giu-22
Ascopiave Spa	1	39,9	‐	(6,6)	‐	33,3
Veneta Sanitaria Finanza di Progetto Spa	3	3,6	‐	‐	‐	3,6
Altre minori	3	4,4	11,1	‐	0,1	15,6
Totale		47,9	11,1	(6,6)	0,1	52,5
30-giu-23
Ascopiave Spa	1	27,6	‐	(0,5)	‐	27,1
Asco Tlc Spa	3	‐	14,9	‐	‐	14,9
F.lli Franchini Srl	3	‐	9,0	‐	‐	9,0
Veneta Sanitaria Finanza di Progetto Spa	3	3,6	‐	‐	‐	3,6
Altre minori	3	7,7	‐	‐	‐	7,7
Totale		38,9	23,9	(0,5)	‐	62,3

Nel caso di partecipazioni aventi gerarchia 1 di fair value, l'adeguamento di valore, rilevato tra le componenti di conto economico complessivo, permette di allineare il valore di carico delle azioni alle quotazioni di mercato di fine anno. Nel caso di partecipazioni aventi gerarchia 3, anche alla luce del valore non rilevante degli investimenti in portafoglio, la variazione del fair value non è risultata significativa.

Gli investimenti del periodo sono riferibili all'acquisto del 36,8% della società Asco Tlc Spa, avvenuto in data 14 marzo 2023, e all'acquisto del 60% di F.lli Franchini Srl, avvenuto in data 29 giugno 2023. Per entrambe le società, alla luce di valori non significativi di attività e passività, l'inclusione nel perimetro di consolidamento avverrà entro il 31 dicembre 2023 una volta concluse le attività valutative e l'integrazione nei processi di ruppo.

26 Flussi monetari dell'atti ità di in estimento

Investimenti in imprese controllate e rami aziendali al netto delle disponibilità liquide

Per maggiori dettagli sull'operazione di acquisizione realizzata nel corso del primo semestre 2023 si rimanda al paragrafo 1.02 "Principali fatti di rilievo" della relazione sulla gestione e alla sezione "Business combination (informazioni integrative)" del paragrafo 2.02.10 "Altre informazioni" delle note di commento.

Investimenti in altre partecipazioni

Per maggiori dettagli sulle operazioni di investimento in altre partecipazioni realizzate nel corso del primo semestre 2023 si rimanda al paragrafo 1.02 "Principali fatti di rilievo" della relazione sulla gestione.

Si riporta nella tabella seguente il dettaglio degli esborsi di cassa e delle disponibilità liquide acquisite, laddove presenti, relativamente agli investimenti in imprese e rami aziendali.

30-giu-23	A.C.R. di Reggiani Albertino Spa	Asco Tlc Spa	Altre operazioni	Totale investimenti
Esborsi di cassa che hanno portato all'ottenimento del controllo	71,5			71,5
Corrispettivi da versare				‐
Disponibilità liquide acquisite	(15,4)			(15,4)
Investimenti in imprese controllate e rami aziendali al netto delle disponibilità liquide	56,1	‐	‐	56,1
Esborsi di cassa in altre partecipazioni		14.9	9,0	23,9
Investimenti in imprese controllate, rami aziendali e altre partecipazioni	56,1	14,9	9,0	80,0

Incremento/decremento di altre attività di investimento

Di seguito si riportano le informazioni sulle variazioni delle altre attività di investimento intercorse nel primo semestre 2023, distinte tra flussi monetari e flussi non monetari.

Tipologia	30-giu-23	31-dic-22	Var. (a)	Flussi non monetari				Flussi
				Acquisizioni cessioni (b)	Componenti economiche valutative (c)	Variazioni fair value (d)	Altre variazioni (e)	monetari (f)=[(b) +(c)+(d) +(e)]-(a)
Attività finanziarie correnti e non correnti	212,4	229,5	(17,1)		2,1		35,0	54,2

"Componenti economiche valutative" accolgono i proventi da attualizzazione di crediti finanziari non correnti, come riportato alla nota 10 "Proventi finanziari".

"Altre variazioni" accolgono principalmente:

• l'ammontare delle cessioni di crediti d'imposta realizzate al termine del mese di giugno 2023, il cui incasso è avvenuto in luglio 2023 per 21,7 milioni di euro. Per maggiori dettagli si rimanda alla nota 18 "Attività finanziarie, disponibilità liquide e mezzi equivalenti";
• i ratei per interessi attivi non ancora incassati tra la data di chiusura del bilancio e il 31 dicembre dell'esercizio precedente, per 11,3 milioni di euro. Il flusso di cassa degli interessi attivi è esposto in una specifica voce dello schema di rendiconto finanziario.

Derivati e strumenti assimilati 2.02.07

27 Strumenti derivati

		30-giu-23 31-dic-22
	Fair value attività	Fair value	passività Effetto netto	Fair value attività	Fair value passività	Effetto netto	Effetto netto
Derivati su tassi e cambi
Finanziamenti	0,5	‐	0,5	0,5	‐	0,5	‐
Finanziamenti in valuta	1,5	23,9	(22,4)	0,5	6,3	(5,8)	(16,6)
Totale derivati su tassi e cambi	2,0	23,9	(21,9)	1,0	6,3	(5,3)	(16,6)
Derivati su commodity
Portafoglio commerciale	595,1	425,6	169,5	1.531,0	1.244,2	286,8	(117,2)
Portafoglio trading	69,5	83,5	(14,0)	91,2	103,4	(12,2)	(1,8)
Totale derivati su commodity	664,6	509,1	155,5	1.622,2	1.347,6	274,6	(119,1)
Totale derivati	666,6	533,0	133,6	1.623,2	1.353,9	269,3	(135,7)
di cui non correnti	2,0	23,9		1,0	6,3
di cui correnti	664,6	509,1		1.622,2	1.347,6

Gli strumenti derivati di cui il Gruppo si avvale si distinguono in due tipologie sulla base del sottostante coperto: tassi e cambi, con riferimento alle operazioni di finanziamento, e commodity, con riferimento al prezzo delle operazioni commerciali di acquisto e vendita di gas ed energia elettrica. Tutti i derivati su commodity sono classificati tra attività e passività correnti in virtù dell'elevato livello di liquidità e dell'orizzonte temporale di operatività che caratterizzano questi strumenti.

La politica di gestione finanziaria prevede la sottoscrizione di strumenti di copertura per compensare in modo efficace le variazioni di fair value dei flussi finanziari dello strumento coperto, ovvero la variazione delle oscillazioni di tassi e cambi che hanno effetto sulle fonti di finanziamento utilizzate. Al 30 giugno 2023, l'esposizione netta in termini di fair value relativamente a derivati su tassi e cambi correnti e non correnti, nella forma di Interest rate swap (Irs) e Cross currency swap (Ccs), è negativa e la variazione rispetto allo scorso periodo è riconducibile principalmente al consistente deprezzamento dello yen nei confronti dell'euro e al contestuale incremento dei tassi di interesse.

La gestione operativa delle commodity si realizza tramite un processo che consente di individuare obiettivi, strategie e responsabilità per ciascuna operazione in essere. I contratti, sia di natura finanziaria sia di natura fisica, vengono classificati nei portafogli commerciale e di trading in base alla finalità dei contratti stessi. La gestione centralizzata delle operazioni di hedging consente di realizzare ogni possibile sinergia per le coperture dei fabbisogni di energia elettrica e gas della Direzione Centrale Mercato, è integrata con operazioni su tassi di cambio verso il mercato e si realizza mediante l'utilizzo esclusivo di contratti swap o altri derivati autorizzati. Tutte le restanti fattispecie di strumenti derivati o assimilabili che non hanno l'obiettivo di coprire i fabbisogni del Gruppo sono classificate all'interno del portafoglio di trading.

Al 30 giugno 2023 i derivati su commodity evidenziano un'esposizione netta positiva significativamente minore rispetto a quella registrata al termine dell'esercizio precedente, sostanzialmente correlata al decremento dei prezzi delle commodity energetiche, che si sono anche riflessi in una riduzione dei costi delle materie prime (gas ed energia elettrica).

Derivati su tassi

Gli strumenti finanziari derivati su tassi e cambi in essere al 30 giugno 2023, sottoscritti a copertura di finanziamenti, possono essere distinti nelle seguenti classi:

			30-giu-23			31-dic-22
Tipologia	Gerarchia fair value	Nozionale	Fair value attività	Fair value passività	Nozionale	Fair value attività	Fair value passività
Cash flow hedge	2	8,3 mln	0,5	‐	8,3 mln	0,5	‐
Fair value hedge	2	149,8 mln	1,5	23,9	149,8 mln	0,5	6,3
Totale fair value			2,0	23,9		1,0	6,3
			30-giu-23			30-giu-22
Tipologia	Gerarchia fair value	Proventi	Oneri	Effetto netto	Proventi	Oneri	Effetto netto
Cash flow hedge	2	0,1	‐	0,1	0,1	‐	0,1
Fair value hedge	2	3,1	(21,6)	(18,5)	9,7	(15,4)	(5,7)

Per i derivati designati come coperture di flussi finanziari (cash flow hedge) non si sono rilevate quote di inefficacia significative relative agli strumenti finanziari residui nel periodo. Nel primo semestre 2023 l'effetto lordo sul conto economico complessivo di questi strumenti è pari a un onere di 0,1 milioni di euro.

I derivati designati come coperture dei rischi di tasso e cambio e del fair value di passività finanziarie in valuta (fair value hedge), nella forma di Interest rate swap (Irs) e Cross currency swap (Ccs), sono correlati a un 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). La variazione del fair value netto è riconducibile all'effetto cambio, avendo subito lo yen giapponese un significativo deprezzamento rispetto all'euro nel primo semestre 2023, parzialmente compensato dall'incremento dei tassi d'interesse e dal realizzo dei flussi di cassa nel periodo.

La ripartizione di proventi e oneri riferiti a derivati classificati come fair value hedge e relative passività sottostanti, rettificate per gli utili e le perdite attribuibili al rischio coperto, risulta essere la seguente:

Coperture fair value hedge		30-giu-23		30-giu-22
	Proventi	Oneri	Effetto netto	Proventi	Oneri	Effetto netto
Valutazione derivati	0,8	(17,1)	(16,3)	7,4	(11,2)	(3,8)
Accrued interest	0,3	(0,4)	(0,1)	0,1	(0,2)	(0,1)
Cash flow realizzati	2,0	(4,1)	(2,1)	2,3	(4,1)	(1,8)
Effetto economico derivati fair value hedge	3,1	(21,6)	(18,5)	9,8	(15,4)	(5,6)

Sottostanti coperti	30-giu-23				30-giu-22
	Proventi	Oneri	Effetto netto	Proventi	Oneri	Effetto netto
Valutazione passività finanziarie	16,3	‐	16,3	11,2	(7,4)	3,9

Derivati su commodity

Portafoglio commerciale

Il portafoglio commerciale accoglie strumenti derivati o equiparabili, di natura finanziaria e fisica, su commodity, sottoscritti a copertura dei disallineamenti tra le formule di acquisto e vendita, che possono essere distinti nelle seguenti classi:

Tipologia			30-giu-23		31-dic-22
	Gerarchia fair value	Nozionale	Fair value attività	Fair value passività	Nozionale	Fair value attività	Fair value passività
Formule energia elettrica	2	4.374.575 MWh	386,5		5.293.822 MWh	556,3
Formule gas	3	2.247.345 MWh	208,6		2.863.802 MWh	974,7
Cambi	2	4.855.000 Usd	‐		‐	‐
Formule energia elettrica	2	2.508.933 MWh		255,4	3.165.429 MWh		341,1
Formule gas	3	2.221.041 MWh		169,7	4.084.098 MWh		901,6
Altre commodities	3	11.814 Ton		0,4	‐		‐
Cambi	2	11.239.000 Usd		0,1	62.353.000 Usd		1,5
Totale fair value			595,1	425,6		1.531,0	1.244,2

Effetto netto a conto economico		30-giu-23			30-giu-22
	Contratti equiparati a derivati	Contratti derivati finanziari	Effetto complessivo	Contratti equiparati a derivati	Contratti derivati finanziari	Effetto complessivo
Valutazione derivati					1,2	1,2	(1,2)
Cash flow realizzati	122,9	134,9	257,8	(219,2)	215,5	(3,7)	261,5
Effetto economico derivati	122,9	134,9	257,8	(219,2)	216,7	(2,5)	260,3

I principiali obiettivi di tali contratti sono quelli di replicare i flussi di cassa delle formule in vendita verso il mercato e coprire gli eventuali spread tra i mercati di riferimento (tipicamente Ttf e Psv). Al fine di valutare l'impatto che le oscillazioni del prezzo di mercato del sottostante hanno sui derivati finanziari ascrivibili al portafoglio commerciale, viene utilizzato lo strumento del PaR (Profit at Risk), ossia la variazione del valore del portafoglio di strumenti finanziari derivati entro ipotesi di probabilità prestabilite per effetto di uno spostamento degli indici di mercato.

Il significativo decremento del fair value netto dei derivati su commodity relativi al portafoglio commerciale è attribuibile alla riduzione del prezzo del gas naturale nel corso dell'esercizio e alla stessa dinamica rilevata nel periodo per il Pun, essendo quest'ultimo strettamente correlato all'andamento del prezzo del gas, oltre che al decremento del nozionale in essere a fine periodo a causa del realizzo nel primo semestre 2023 di parte dei contratti valutati al 31 dicembre dell'esercizio precedente.

L'effetto sul conto economico complessivo di questi strumenti può essere così scomposto:

Coperture commodity portafoglio commerciale	30-giu-23			31-dic-22
	Componenti positive	Componenti negative	Effetto netto	Componenti positive	Componenti negative	Effetto netto
Variazione flussi finanziari attesi	66,1	‐	66,1	214,7	‐	214,7
Riserva trasferita a conto economico	1.465,9	(1.723,7)	(257,8)	4.579,5	(4.564,8)	14,6
Effetto conto economico complessivo derivati cash flow hedge	1.532,0	(1.723,7)	(191,7)	4.794,2	(4.565,8)	229,3

Il valore di periodo della riserva trasferita a conto economico accoglie anche gli effetti relativi a derivati per i quali era stata interrotta la relazione di copertura circa posizioni coperte che non avevano ancora raggiunto la data di maturazione.

L'effetto sul conto economico del primo semestre 2023 del realizzato dei contratti derivati o equiparabili, di natura fisica o finanziaria, può essere così scomposto:

Contratti fisici equiparati a derivati		Contratti derivati finanziari		Effetto complessivo
Ricavi di vendita	1.575,4	Proventi	148,3	1.723,7
Costi di acquisto	(1.452,5)	Oneri	(13,4)	(1.465,9)
Effetto da realizzazione derivati cash flow hedge	122,9		134,9	257,8

Portafoglio trading

Il portafoglio di trading accoglie strumenti derivati o equiparabili che non hanno l'obiettivo di coprire i fabbisogni del Gruppo e sono sottoscritti con finalità speculative. Tali strumenti possono essere distinti nelle seguenti fattispecie:

Tipologia			30-giu-23			31-dic-22
	Gerarchia fair value	Nozionale	Fair value attività	Fair value passività	Nozionale	Fair value attività	Fair value passività
Formule energia elettrica	2	671.236 MWh	69,5		663.755 MWh	82,7
Formule gas	3	147 MWh	‐		204.228 MWh	8,5
Formule energia elettrica	2	942.103 MWh		83,3	1.274.824 MWh		96,9
Formule gas	3	‐		‐	67.292 MWh		5,7
Petrolio greggio	2	864 Bbl		0,1	3.839 Bbl		0,1
Altre commodities	2	812 Ton		0,1	3.404 Ton		0,6
Totale fair value			69,5	83,5		91,2	103,4

Effetto netto a conto economico		30-giu-23		30-giu-22
	Contratti equiparati a derivati	Contratti derivati finanziari	Effetto complessivo	Contratti equiparati a derivati	Contratti derivati finanziari	Effetto complessivo
Valutazione derivati		(1,7)	(1,7)		(13,1)	(13,1)
Cash flow realizzati	(21,8)	52,1	30,3	(4,4)	20,0	15,6
Effetto economico derivati	(21,8)	50,4	28,6	(4,4)	6,9	2,5

Al fine di valutare l'impatto che le oscillazioni dei prezzi di mercato del sottostante hanno sui derivati ascrivibili al portafoglio di trading, viene utilizzato lo strumento del VaR o Value at Risk, ossia la variazione negativa del valore del portafoglio di strumenti derivati entro ipotesi di probabilità prestabilite, per effetto di uno spostamento avverso degli indici di mercato.

L'effetto sul conto economico del primo semestre 2023 del realizzato di questi strumenti può essere così scomposto:

Contratti equiparati a derivati		Contratti derivati finanziari		Effetto complessivo
Ricavi di vendita	7,0	Proventi	52,8	59,8
Costi di acquisto	(28,8)	Oneri	(0,7)	(29,5)
Effetto da realizzazione derivati trading	(21,8)		52,1	30,3

Fondi e passività potenziali 2.02.08

28 Trattamento fine rapporto e altri benefici

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

30-giu-22	Valore iniziale	Service cost	Oneri finanziari	Utili (perdite) attuariali	Utilizzi	Altri movimenti	Variazione dell'area di consolidamento	Valore finale
Trattamento fine rapporto	93,7	0,7	0,2	(9,1)	(5,5)	0,2	0,1	80,3
Altri benefici	11,7	‐	‐	(1,9)	(0,6)	‐	‐	9,2
Totale	105,4	0,7	0,2	(11,0)	(6,1)	0,2	0,1	89,5
30-giu-23
Trattamento fine rapporto	79,4	0,5	0,1	(2,4)	(4,7)	‐	0,3	73,2
Altri benefici	12,6	‐	‐	0,6	(0,7)	‐	‐	12,5
Totale	92,0	0,5	0,1	(1,8)	(5,4)	‐	0,3	85,7

"Altri benefici" comprendono le seguenti fattispecie:

▪ Sconto gas, rappresenta un'indennità annua riconosciuta ai dipendenti Federgasacqua assunti prima del gennaio 1980 reversibile agli eredi;

• Premungas, è un fondo pensionistico integrativo relativo ai dipendenti Federgasacqua assunti prima del gennaio 1980. Tale fondo, chiuso a far data dal gennaio 1997, viene movimentato con cadenza trimestrale unicamente per regolare i versamenti effettuati ai pensionati aventi diritto;
• Riduzione tariffaria, è stato costituito per far fronte agli oneri derivanti dal riconoscimento al personale in quiescenza del ramo elettrico delle agevolazioni tariffarie sui consumi energetici.

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.

"Oneri finanziari" sono calcolati applicando un tasso di attualizzazione specifico per ogni società, determinato in base alla durata media finanziaria dell'obbligazione.

"Utili (perdite) attuariali" rappresentano la rimisurazione delle passività per benefici a dipendenti derivante dalla modifica delle ipotesi attuariali. Tali effetti sono contabilizzati nelle altre componenti di conto economico complessivo.

La "Variazione dell'area di consolidamento" accoglie il fondo trattamento di fine rapporto acquisito per effetto dell'operazione di business combination conclusa nel periodo.

	Valore iniziale	Accantonamenti	Oneri finanziari	Utilizzi	Altri movimenti	Variazione dell'area di consolidamento	Valore finale
30-giu-22
Fondo ripristino beni di terzi	207,5	3,2	2,8	‐	‐	‐	213,5
Fondo spese chiusura e post chiusura discariche	182,6	0,7	5,6	(7,6)	‐	‐	181,3
Fondo cause legali e contenzioso del personale	10,7	0,9	‐	(0,7)	(0,1)	‐	10,8
Fondo smaltimento rifiuti	8,1	7,2	‐	(6,8)	‐	‐	8,5
Fondo smantellamento impianti	6,0	‐	0,1	‐	‐	‐	6,1
Altri fondi rischi e oneri	113,1	7,5	‐	(3,1)	(0,6)	‐	116,9
Totale	528,0	19,5	8,5	(18,2)	(0,7)	‐	537,1
30-giu-23
Fondo ripristino beni di terzi	217,9	3,2	2,8	‐	‐	‐	223,9
Fondo spese chiusura e post chiusura discariche	186,3	1,4	2,7	(6,7)	‐	‐	183,7
Fondo cause legali e contenzioso del personale	10,9	1,9	‐	(0,8)	(0,7)	‐	11,3
Fondo smaltimento rifiuti	9,7	7,1	‐	(8,9)	‐	‐	7,9
Fondo smantellamento impianti	6,1	‐	0,1	‐	‐	‐	6,2
Altri fondi rischi e oneri	134,7	15,5	‐	(1,2)	0,3	0,1	149,4
Totale	565,6	29,1	5,6	(17,6)	(0,4)	0,1	582,4

29 Fondi per rischi e oneri

"Fondo ripristino beni di terzi" include gli stanziamenti effettuati in relazione ai vincoli di legge e contrattuali gravanti sulle società del Gruppo in qualità di utilizzatrici 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 proprietarie 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 spese chiusura e post chiusura discariche" 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. Gli incrementi del fondo iscritti a conto economico comprendono la componente finanziaria desunta dal processo di attualizzazione e gli accantonamenti dovuti a modifiche delle ipotesi sugli esborsi futuri a seguito della revisione di perizie di stima sulle discariche esaurite. Gli oneri finanziari si decrementano rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio a seguito dei differenti effetti derivanti dall'aggiornamento annuo dei parametri utilizzati per riflettere le attuali condizioni di mercato (Wacc), nonché a causa della rivisitazione delle ipotesi sulla ripartizione temporale degli esborsi futuri. Gli utilizzi rappresentano gli esborsi effettivi che si sono determinati nel periodo.

"Fondo cause legali e contenzioso del personale" riflette le valutazioni sull'esito delle cause legali e sul contenzioso promosso dal personale dipendente.

"Fondo smantellamento impianti" rappresenta quanto stanziato per far fronte ai futuri lavori di smantellamento degli impianti laddove ne ricorra l'obbligo.

"Fondo smaltimento rifiuti" rappresenta la stima dei costi di smaltimento dei rifiuti già stoccati presso gli impianti del Gruppo. Gli accantonamenti riflettono i costi stimati per i conferimenti nel primo semestre 2023 non ancora processati al termine del semestre, mentre gli utilizzi rappresentano i costi sostenuti nel corso del semestre per la lavorazione dei rifiuti residui stoccati al 31 dicembre 2022.

"Altri fondi per rischi e oneri" accolgono stanziamenti a fronte di rischi di varia natura. Tra gli accantonamenti più significativi si segnala quello relativo al rischio di non completo adempimento contrattuale con riferimento all'attività di efficientamento energetico svolta per conto di clienti per 5,5 milioni di euro.

Di seguito si riporta una descrizione delle principali voci:

Passività	Tipologia	Ammontare
		(milioni di euro)
Mancato riconoscimento del maggior costo dell'energia elettrica utilizzata nello svolgimento del servizio idrico, per effetto della volatilità del mercato dell'energia che ha determinato valori di prezzo per l'anno 2022 superiori al limite massimo ammissibile previsto dal sistema tariffario	Probabile	18,5
Rischi derivanti dall'attività di efficientamento energetico svolta per conto di clienti prevalentemente codomini	Probabile	16,8
Mancato riconoscimento della quota dei certificati verdi dei termovalorizzatori e degli impianti di cogenerazione calcolato sul differenziale dei servizi ausiliari derivanti dal totale autoconsumo e quelli stimati in base alla percentuale da benchmark	Probabile	14,0
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)	Potenziale	11,3
Maggiori oneri che potrebbero essere sostenuti in relazione a interventi di manutenzione straordinaria della discarica di Ponte San Nicolò (Padova)	Potenziale	5,2
Rimborso di quota parte della tariffa di fognatura e depurazione nell'ambito del servizio idrico	Probabile	4,7
Rischi di contenzioso relativi al ramo distribuzione gas del territorio Veneto e Friuli Venezia Giulia, oggetto di operazione di cessione a fine 2019	Probabile	3,5

Le passività classificate come potenziali sono state rilevate in sede di business combination nell'esercizio di riferimento dell'operazione.

Per una disamina dei fondi rischi iscritti per contenziosi fiscali si rimanda alla nota 12 "Imposte".

Capitale circolante operativo 2.02.09

30 Rimanenze

	30-giu-23	31-dic-22	Var.
Lavori in corso su ordinazione	885,8	449,4	436,4
Stoccaggi gas	142,7	468,6	(325,9)
Materie prime e scorte	65,6	57,6	8,0
Materiali destinati alla vendita e prodotti finiti	13,8	19,5	(5,7)
Totale	1.107,9	995,1	112,8

"Lavori in corso su ordinazione", accolgono commesse di durata pluriennale per lavori di impiantistica, principalmente in relazione ai seguenti business:

	30-giu-23	31-dic-22	Var.
Servizi energia	769,1	384,9	384,2
Trattamento e smaltimento	38,4	4,4	34,0
Illuminazione pubblica	36,0	23,7	12,3
Servizi idrici	31,3	27,3	4,0
Altri minori	11,0	9,1	1,9
Totale	885,8	449,4	436,4

La variazione del periodo è correlata soprattutto alle attività di riqualificazione energetica degli edifici, in particolare condomini; tale business ha evidenziato un ulteriore sostenuto incremento nel corso del primo semestre 2023. Il significativo aumento registrato nell'ambito delle attività inerenti al trattamento e smaltimento è da attribuire alla società A.C.R di Reggiani Albertino Spa, entrata nel perimetro nel primo semestre 2023.

"Stoccaggi gas", già esposti al netto del relativo fondo svalutazione, rappresentano le giacenze di gas metano destinate alla vendita. La variazione rispetto al termine dell'esercizio precedente è dovuta:

• alla diminuzione dei prezzi all'ingrosso registrata nel corso del primo semestre 2023, in particolar modo nel periodo di iniezione in stoccaggio;
• ai minori volumi in giacenza a fine periodo per effetto delle minori capacità di stoccaggio acquistate su base d'asta per la stagione autunno inverno 2023-2024.

Come illustrato nella Relazione sulla gestione al paragrafo 1.03 "Sintesi andamento economicofinanziario e definizione degli indicatori alternativi di performance", nella determinazione del costo medio delle rimanenze vengono presi in considerazione tutti gli acquisti di gas naturale effettuati nel periodo di iniezione in stoccaggio, senza alcuna distinzione circa la finalità degli stessi, diversamente da quello che avviene gestionalmente per un più puntuale monitoraggio del business. I prezzi fortemente decrescenti e il criterio di valutazione massivo dei contratti hanno determinato una valorizzazione delle scorte superiore a quello che può essere identificato come valore netto di realizzo alla luce dei contratti di vendita a termine già sottoscritti dal Gruppo alla data di riferimento del bilancio. Per tali ragioni si è proceduto a ridurre il valore delle scorte stanziando un fondo svalutazione di 47,5 milioni di euro.

"Materie prime e scorte", già esposte al netto del relativo fondo svalutazione, sono costituite principalmente da:

	30-giu-23	31-dic-22	Var.
Materiali di ricambio e apparecchiature	60,8	49,8	11,0
Materie plastiche	4,6	7,4	(2,8)
Altri combustibili	0,2	0,4	(0,2)
Totale	65,6	57,6	8,0

"Materiali destinati alla vendita e prodotti finiti", già esposti al netto del relativo fondo svalutazione, sono costituiti principalmente da:

	30-giu-23	31-dic-22	Var.
Prodotti plastici	8,2	12,2	(4,0)
Materiale per impianti fotovoltaici	3,8	6,7	(2,9)
Apparecchiature per telecomunicazioni	1,6	0,6	1,0
Altro	0,2	‐	0,2
Totale	13,8	19,5	(5,7)

31 Crediti commerciali

	30-giu-23	31-dic-22	Var.
Crediti verso clienti	2.021,6	2.051,1	(29,5)
Crediti verso clienti per bollette e fatture da emettere	924,4	2.375,9	(1.451,5)
Fondo svalutazione crediti	(600,1)	(552,0)	(48,1)
Totale	2.345,9	3.875,0	(1.529,1)

I crediti commerciali sono comprensivi delle fatture da emettere rispetto ai consumi stimati, per la quota di competenza del periodo, relativamente a bollette e fatture che saranno emesse dopo la data del 30 giugno 2023, nonché di crediti per ricavi maturati nel periodo con riferimento al settore idrico che, in funzione delle modalità di addebito agli utenti finali determinate dall'Autorità, verranno fatturati nei prossimi mesi.

Il decremento dello stock dei crediti gestito rispetto all'esercizio precedente è dovuto principalmente alla stagionalità dei business energetici e alla riduzione dei prezzi di mercato delle commodity gas ed energia elettrica. In particolare, gli effetti menzionati hanno determinato la significativa riduzione del valore delle operazioni di intermediazione sul mercato all'ingrosso realizzate a fine giugno 2023, operazioni che si regolano finanziariamente nei mesi immediatamente successivi al periodo in chiusura.

Il valore dei crediti commerciali rappresentati in bilancio al 30 giugno 2023 costituisce l'esposizione teorica massima al rischio di credito per il Gruppo. La movimentazione del correlato fondo svalutazione è la seguente:

	Consistenza iniziale		Accantonamenti Variazione dell'area di consolidamento	Utilizzi e altri	movimenti Consistenza finale
1° semestre 2022	444,6	47,4	2,1	(8,9)	485,2
1° semestre 2023	552,0	69,3	‐	(21,2)	600,1

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). La variazione dell'accantonamento rispetto al semestre di confronto è riconducibile principalmente ai clienti del regime salvaguardia dell'energia elettrica, oltre ai clienti dei mercati energetici tradizionali, a causa di uno scenario 2022 caratterizzato da prezzi elevati che ha ulteriormente incrementato il valore nominale dei crediti gestiti.

I maggiori utilizzi e altri movimenti del periodo sono principalmente dovuti alla conclusione negativa delle procedure di recupero di crediti pregressi relativi alla tariffa di igiene ambientale, già opportunamente svalutati negli esercizi precedenti.

32 Debiti commerciali

	30-giu-23	31-dic-22	Var.
Debiti verso fornitori	1.065,4	890,3	175,1
Debiti verso fornitori per fatture da ricevere	730,1	2.202,8	(1.472,7)
Totale	1.795,5	3.093,1	(1.297,6)

La variazione dei debiti commerciali rispetto all'esercizio precedente deriva principalmente dalla stagionalità dei business relativi alla vendita e distribuzione di gas ed energia elettrica, oltre alla riduzione dei prezzi delle commodity energetiche verificatasi nel primo semestre 2023 rispetto ai valori raggiunti nel corso dell'anno 2022.

33 Altre attività correnti

	30-giu-23	31-dic-22	Var.
Crediti d'imposta e agevolazioni fiscali	260,3	79,8	180,5
Cassa per i servizi energetici e ambientali per perequazione e proventi di continuità	82,6	119,6	(37,0)
Titoli di efficienza energetica ed emission trading	65,8	40,9	24,9
Costi anticipati	58,1	29,5	28,6
Depositi cauzionali	38,1	59,8	(21,7)
Iva, accise e addizionali a credito	24,0	86,6	(62,6)
Crediti verso società settore elettrico e gas	18,2	76,1	(57,9)
Altri crediti	98,2	150,2	(52,0)
Totale	645,3	642,5	2,8

"Crediti d'imposta e agevolazioni fiscali", accolgono principalmente:

• crediti derivanti dall'applicazione dello sconto in fattura ai clienti finali, esposti al loro valore di mercato, in relazione a interventi agevolati di efficientamento energetico per 212,7 milioni di euro (44,1 milioni di euro al 31 dicembre 2022), legati principalmente alle attività di ristrutturazioni edilizie su condomini. L'incremento di tali crediti riflette gli sconti in fattura rilevati al 31 dicembre 2022 tra i crediti di natura commerciale che sono stati quasi interamente trasferiti all'interno del cassetto fiscale delle società del Gruppo nel corso del primo semestre 2023;
• crediti riconosciuti in relazione ai costi dell'energia elettrica e del gas per le società energivore, gasivore e non, che saranno utilizzati in compensazione nel proseguo dell'esercizio 2023 secondo quanto previsto dalla normativa tributaria vigente, per circa 31 milioni di euro (23 milioni di euro al 31 dicembre 2022);
• crediti per investimenti in beni strumentali, tra i quali quelli relativi a Industria 4.0, per 6 milioni di euro (6,1 milioni di euro al 31 dicembre 2022), che saranno utilizzati in compensazione di imposte e contributi nei periodi successivi sulla base dei limiti annuali previsti.

"Cassa per i servizi energetici e ambientali per perequazione e proventi di continuità" sono costituiti da proventi di continuità per 22,6 milioni di euro (83,3 milioni di euro al 31 dicembre 2022) e da crediti per perequazione per 60 milioni di euro (36,3 milioni di euro al 31 dicembre 2022). I proventi di continuità si decrementano rispetto al precedente esercizio di 60,7 milioni di euro principalmente per:

• incasso per 34,5 milioni di euro in relazione al riconoscimento dei costi sostenuti per l'operatività sui mercati del default gas e della fornitura di ultima istanza, sulla base della delibera 44/2022 di Arera e successive modifiche e integrazioni;
• decremento dei crediti derivanti dall'applicazione agli utenti finali di interventi di riduzione tariffaria, tra i quali bonus sociali gas ed elettrico. L'andamento è determinato sia dalla stagionalità dei business di vendita delle commodity energetiche sia dalla riduzione delle tempistiche di incasso garantite dalla Cassa per i servizi energetici e ambientali sia dalle modifiche normative introdotte dal Governo che hanno ridotto le agevolazioni agli utenti introdotte negli esercizi precedenti per far fronte al "caro bollette".

I crediti per perequazione sono in incremento di 23,7 milioni di euro rispetto al precedente esercizio. La variazione, dato che il regolamento finanziario delle partite degli esercizi precedenti avviene nel secondo semestre dell'anno solare, è dovuta principalmente all'appostamento della competenza del primo semestre 2023 della distribuzione del business gas.

"Titoli di efficienza energetica ed emission trading" comprendono le seguenti fattispecie:

	30-giu-23	31-dic-22	Var.
Certificati grigi	36,2	20,8	15,4
Certificati bianchi	24,5	15,0	9,5
Certificati verdi	5,1	5,1	‐
Totale	65,8	40,9	24,9

• Certificati grigi rappresentano sia i titoli in possesso del Gruppo per 31,8 milioni di euro (10,1 milioni di euro al 31 dicembre 2022) sia l'esposizione per contratti di compravendita a termine di quote di emissione di gas serra per 4,4 milioni di euro (10, milioni al 31 dicembre 2022). L'incremento complessivo rispetto all'esercizio precedente è legato sia a un maggior volume di titoli detenuti sia all'aumento del prezzo di mercato di riferimento.
• Certificati bianchi accolgono la valorizzazione degli obiettivi di efficienza energetica stabiliti dal Gse per le società distributrici di gas ed energia elettrica, al netto delle cessioni intervenute nel periodo, per 22,6 milioni di euro (13,1 milioni di euro al 31 dicembre 2022), nonché i titoli originati dagli interventi di efficientamento energetico realizzati dal Gruppo per 1,9 milioni di euro (in linea con l'esercizio precedente). L'incremento, a sostanziale parità di valore del contributo rispetto all'esercizio precedente, è dovuto alla valorizzazione per competenza semestrale degli obiettivi assegnati al Gruppo per l'anno d'obbligo 2023, solo parzialmente compensato dalle operazioni di ottimizzazione del capitale circolante netto realizzate nel corso del primo semestre.
• Il portafoglio relativo ai certificati verdi accoglie al 30 giugno 2023 i titoli iscritti per competenza prima dell'esercizio 2016 in relazione alla produzione di energia elettrica del termovalorizzatore di Ferrara. Tali titoli, oggetto di un contenzioso con il Gse in merito alla metodologia di calcolo degli autoconsumi dei servizi ausiliari, sono completamente coperti da un fondo rischi accantonato già negli esercizi precedenti, come illustrato alla nota 29 "Fondi per rischi e oneri".

"Costi anticipati", comprendono principalmente le quote di competenza futura di servizi e lavorazioni esterne, i costi sostenuti per coperture assicurative, fideiussorie e commissioni bancarie, oltre ai costi per licenze, canoni passivi e canoni di concessione per servizi a rete e i costi del personale per la quota non maturata della quattordicesima mensilità corrisposta nel mese di giugno.

"Depositi cauzionali", accolgono principalmente i 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 e del gas per 27,5 milioni di euro. Il decremento rispetto all'esercizio precedente è dovuto ai minori prezzi delle commodity energetiche ai quali è direttamente correlato l'ammontare dei depositi richiesti per operare sui suddetti mercati.

"Iva, accise e addizionali", sono costituiti dai crediti verso l'erario per imposta sul valore aggiunto per 23,9 milioni di euro (18 milioni di euro al 31 dicembre 2022) e per accise e addizionali per 0,1 milioni di euro (68,6 milioni di euro al 31 dicembre 2022). Per quanto riguarda accise e addizionali, occorre tener presente le modalità che regolano i rapporti finanziari con l'erario: gli acconti corrisposti nel corso del periodo, infatti, sono calcolati sulla base dei quantitativi di gas ed energia elettrica fatturati nell'esercizio precedente mentre il debito effettivo si genera sulla base dei volumi fatturati nel periodo. Attraverso queste modalità possono generarsi posizioni creditorie o debitorie con differenze anche significative tra un periodo e l'altro.

Il decremento dei crediti per accise e addizionali, pari a 68,5 milioni di euro, è determinato principalmente dall'effetto di stagionalità del business, che presenta storicamente nel mese di giugno un'esposizione debitoria, per effetto della fatturazione completa della stagione invernale precedente, seppure parzialmente compensata nel semestre in corso da una riduzione dei volumi venduti della commodity gas metano.

"Crediti verso società settore elettrico e gas", accolgono le posizioni creditorie nei confronti delle società distributrici. Tali posizioni si generano a seguito dell'accredito ai clienti finali, effettuato dalle società distributrici attraverso le società di vendita, dei bonus sociali previsti dalle misure introdotte dal overno a partire dall'autunno e della componente Ug2c, di segno negativo, introdotta dal 1° aprile 2022. Per tali motivi, il valore delle componenti accreditate è risultato superiore all'addebito delle quote di distribuzione, comportando un'inversione del saldo commerciale tipico. La diminuzione rispetto all'esercizio precedente è derivante principalmente dalla stagionalità del business, dalla riduzione, a partire dal mese di aprile 2023, delle agevolazioni relative alla componente Ug2c per gli utenti con consumi fino a 5.000 metri cubi annui e dalla reintroduzione degli oneri di sistema del settore elettrico.

"Altri crediti", costituiti principalmente dalle seguenti fattispecie:

• contributi straordinari per 22,6 milioni euro (in linea con l'esercizio precedente) accolgono quanto versato, ma ritenuto non dovuto, da alcune società del Gruppo nel corso dell'esercizio 2022 relativamente al "Contributo straordinario extraprofitti", introdotto per l'anno 2022 dall'art. 3 del D.L. n. 21/2022. Tali importi sono stati corrisposti all'Erario alle scadenze stabilite, pur in presenza di rilevanti dubbi applicativi, al fine di non incorrere in sanzioni e interessi. La successiva Legge di Bilancio 2023, che ai commi 120 e 121 dell'articolo 1 ha modificato l'ambito soggettivo e la base imponibile del contributo per l'anno 2022, ha consentito di escludere dall'ambito di applicazione una società del Gruppo, ma non ha risolto i dubbi applicativi relativamente a una seconda società impattata. In entrambi i casi, il ruppo ha già avviato nei confronti dell'Erario le procedure per il recupero degli importi, iscrivendo quindi quanto versato tra le altre attività correnti, come illustrato al capitolo 2.02.03 "Fiscalità";
• acconti per provvigioni ad agenti per 16,4 milioni di euro (12 milioni di euro al 31 dicembre 2022), il cui incremento è connesso all'aumento delle attività commerciali per l'acquisizione di nuovi clienti sui mercati liberi dell'energia;
• crediti per dividendi da società partecipate per 5,2 milioni di euro (1 milione di euro al 31 dicembre 2022), il cui incasso avverrà nel secondo semestre 2023.

34 Altre passività correnti

	30-giu-23	31-dic-22	Var.
Debiti per anticipi verso Cassa per i servizi energetici e ambientali	423,2	441,8	(18,6)
Depositi cauzionali da clienti	265,4	383,3	(117,9)
Acconti per lavori	262,6	106,7	155,9
Contributi in conto impianti	243,5	239,5	4,0
Cassa per i servizi energetici e ambientali per componenti e perequazione	121,6	99,5	22,1
Iva, accise e addizionali a debito	96,8	83,0	13,8
Personale e ritenute a dipendenti	91,7	82,8	8,9
Debiti verso istituti di previdenza	74,7	69,4	5,3
Titoli di efficienza energetica ed emission trading	49,9	51,6	(1,7)
Ricavi anticipati e altri oneri di competenza	22,6	32,4	(9,8)
Debiti verso società settore elettrico e gas	‐	34,7	(34,7)
Altri debiti	135,9	95,3	40,6
Totale	1.787,9	1.720,0	67,9

"Debiti per anticipi verso Cassa per i servizi energetici e ambientali", costituiti da debiti per anticipazioni non onerose concesse dalla Cassa per i servizi energetici e ambientali per le seguenti principali fattispecie:

• 228,4 milioni di euro (243,3 milioni di euro al 31 dicembre 2022) in ottemperanza al meccanismo di integrazione disposto dalle delibere 370/2012/R/Eel e 456/2013/R/Eel di Arera, a fronte di crediti scaduti e non riscossi vantati nei confronti dei clienti gestiti in regime di salvaguardia. Le ultime rendicontazioni riguardano gli oneri sostenuti fino al termine del 2020;
• 167,8 milioni di euro (182,2 milioni di euro al 31 dicembre 2022) in ottemperanza ai meccanismi di reintegrazione disposti dalla L. 239 del 23 agosto 2004 e dal Tivg di Arera, a fronte degli oneri della morosità dei servizi di ultima istanza nel settore del gas naturale (Fui, Ftd e Fdd), sostenuti fino all' anno termico 2020-2021;
• 12,8 milioni di euro (12,9 milioni di euro al 31 dicembre 2022) in ottemperanza alla delibera 32/2021/R/Eel (ex delibera 445/2020/R/Eel), afferente alle modalità di accesso al meccanismo di reintegrazione degli oneri generali di sistema non incassati dai clienti finali e già versati alle società di distribuzione per gli anni 2016-2022. Il perimetro è circoscritto alla vendita di energia elettrica in regime di mercato libero, al mercato salvaguardia (disalimentabile) e al servizio a tutele graduali (disalimentabile);
• 11 milioni di euro in ottemperanza della delibera 44/2022, integrata dalla successiva delibera 372/2022, che ha istituito una perequazione dei ricavi, oggetto di rendicontazione effettuata dal Gruppo a gennaio 2023, volta a compensare parte dei costi non prevedibili, sostenuti nelle forniture sui mercati default e Fui, specie per effetto dell'ingresso di un numero maggiore di clienti rispetto alle previsioni.

"Depositi cauzionali da clienti", riflettono quanto richiesto ai clienti in relazione principalmente ai contratti di somministrazione gas, energia elettrica e acqua. Il decremento del periodo è dovuto sia al rimborso di parte dei depositi cauzionali relativi alla stagione invernale 2022-2023 sia ai minori valori del periodo delle commodity energetiche, che hanno comportato una riduzione del valore nominale dei depositi richiesti per le nuove forniture.

"Acconti per lavori", accoglie gli acconti ricevuti da Comuni e condomini per lavori in fase di realizzazione relativi rispettivamente a opere di pubblica illuminazione e a riqualificazioni energetiche di edifici privati, che saranno completati nei periodi successivi. Il significativo incremento è in linea con l'aumento dei lavori di efficientamento energetico realizzati dal ruppo, come riportato alla nota 1 "Ricavi".

	30-giu-23	31-dic-22	Var.
Fondo Nuovi Investimenti per il sistema idrico	91,9	87,1	4,8
Depuratore di Servola (Trieste)	31,8	33,0	(1,2)
Depurazione e reti fognarie	24,5	32,0	(7,5)
Realizzazione vasche di laminazione e condotte sottomarine a Rimini	20,2	20,6	(0,4)
Altri minori	75,1	66,8	8,3
Totale	243,5	239,5	4,0

"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 alcune componenti di sistema dei servizi gas, elettrico e idrico per 104,4 milioni di euro (84,1 milioni di euro al 31 dicembre 2022) e per la perequazione del servizio elettrico per 17,2 milioni di euro (15,4 milioni di euro al 31 dicembre 2022). La variazione rispetto al precedente esercizio deriva principalmente dalla cessazione, a partire dal secondo semestre 2023, degli effetti delle disposizioni normative che, per far fronte al caro bollette, avevano introdotto da ottobre 2021 l'annullamento degli oneri di sistema del settore elettrico relativi a specifiche utenze.

"Iva, accise e addizionali", comprende debiti per imposta sul valore aggiunto per 0,2 milioni di euro (0,9 milioni di euro al 31 dicembre 2022) e accise e addizionali per 96,6 milioni di euro (82,1 milioni di euro al 31 dicembre 2022). Come illustrato alla nota 33 "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.

Per quanto concerne le accise e addizionali, il pagamento in acconto nel corso del primo semestre dell'esercizio 2023 è avvenuto, come previsto dalla normativa in vigore, sulla base dei volumi fatturati nell'anno precedente. Il debito di competenza si è generato invece sulla base dei volumi fatturati nel primo semestre 2023.

"Personale e ritenute dipendenti", accoglie prevalentemente i compensi per le ferie maturate e non godute, il premio di produttività e le mensilità aggiuntive contabilizzate per competenza, oltre le ritenute da versare all'erario in qualità di sostituto d'imposta per il personale dipendente.

"Debiti verso istituti di previdenza", sono relativi ai contributi dovuti agli enti previdenziali in relazione alle retribuzioni di giugno, al premio di risultato e alle mensilità aggiuntive previste dai contratti collettivi nazionali.

"Titoli di efficienza energetica ed emission trading", comprende le seguenti fattispecie:

	30-giu-23	31-dic-22	Var.
Certificati bianchi	21,2	17,9	3,3
Certificati garanzie d'origine	18,5	11,2	7,3
Certificati grigi	10,2	22,5	(12,3)
Totale	49,9	51,6	(1,7)

I certificati bianchi comprendono la valutazione dell'esposizione relativamente agli obblighi di riconsegna nei confronti delle Autorità competenti di titoli di efficienza energetica non ancora in portafoglio. La variazione rispetto al 31 dicembre 2022 è dovuta principalmente al maggior numero di certificati ancora da annullare in riferimento agli anni per i quali il Gruppo non ha ancora completamente adempiuto l'obbligo di competenza assegnato.

I certificati garanzia d'origine (Go) sono relativi agli obblighi di certificazione di energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili a fronte delle vendite effettuate nei confronti dei clienti con tale tipologia di approvvigionamento. L'incremento della passività è conseguente all'aumento dei prezzi di riferimento nel corso del primo semestre 2023.

I certificati grigi riflettono la valorizzazione sia dell'obbligo di riconsegna di certificati calcolato in base alla vigente normativa per 7,9 milioni di euro (10,7 milioni di euro al 31 dicembre 2022) sia di contratti di compravendita a termine di quote di emissione gas serra per 2,3 milioni di euro (11,8 milioni di euro al 31 dicembre 2022). La diminuzione rispetto al precedente esercizio, in uno scenario di prezzi di mercato di riferimento in aumento, è dovuta principalmente ai minori volumi dei contratti a termine e al minore obbligo di riconsegna del periodo semestrale 2023, a fronte dell'ottemperamento dell'obbligo dell'esercizio precedente.

"Ricavi anticipati e altri oneri di competenza", rappresentano quote di ricavi già fatturati, ma di competenza degli esercizi successivi. La riduzione rispetto al precedente esercizio è prevalentemente riconducibile alla conclusione nel primo semestre 2023 di lavori per interventi di efficientamento energetico che erano ancora in corso al 31 dicembre 2022, per 8,9 milioni di euro.

"Debiti verso società settore elettrico e gas", accoglievano al 31 dicembre 2022 le partite debitorie iscritte dalle società di distribuzione del Gruppo nei confronti di società di vendita terze. Tali posizioni debitorie si sono completamente riassorbite nel corso del primo semestre 2023 a causa della stagionalità dei business e della riduzione delle agevolazioni introdotte dal Governo negli esercizi precedenti per far fronte al "caro bollette" (ad esempio, l'azzeramento degli oneri di sistema del settore elettrico per alcune tipologie di utenze).

"Altri debiti" costituiti principalmente dalle seguenti fattispecie:

• debiti per dividendi per 25,5 milioni di euro (1,7 milioni di euro al 31 dicembre 2022) non ancora corrisposti alla data del 30 giugno 2023 ai soci della Capogruppo per 2 milioni di euro e ai soci di minoranza per 23,5 milioni di euro;
• corrispettivi di morosità settore elettrico, gas e altri per 22,8 milioni di euro (9,5 milioni di euro al 31 dicembre 2022). Rappresentano principalmente gli importi addebitati agli utenti finali, da retrocedere quali indennizzo ai precedenti fornitori, che prima del passaggio al Gruppo Hera siano risultati morosi per le ultime tre mensilità. Tale indennizzo viene applicato solo ad alcune specifiche categorie di utenze, individuate dalla Delibera Arera n.593/2017/R e dalle sue successive modifiche e integrazioni. La consistente variazione rispetto all'esercizio precedente risente particolarmente dei maggiori prezzi delle commodity energetiche dell'esercizio 2022, in quanto le tempistiche di addebito della Cmor scontano un ritardo temporale tra i 6 e i 12 mesi rispetto alla cessazione dei contratti di fornitura;
• acconti e specifiche agevolazioni tariffarie nei confronti degli utenti per 10,1 milioni di euro (11,5 milioni di euro al 31 dicembre 2022), principalmente relativi al trattamento rifiuti e al servizio smaltimento per 5,7 milioni di euro e al servizio ciclo idrico per 2,6 milioni di euro;
• franchigie assicurative per 9,7 milioni di euro (9,8 milioni di euro al 31 dicembre 2022). Rappresentano importi che il Gruppo deve rimborsare direttamente ai terzi danneggiati o alle compagnie assicurative.

35 Flussi monetari dell'atti ità operati a

Variazione capitale circolante netto

Di seguito si riportano le informazioni sulle variazioni del capitale circolante netto intercorse nel primo semestre 2023, distinte tra flussi monetari e flussi non monetari.

Tipologia	30-giu-23	31-dic-22	Var. (a)	Flussi non monetari			Flussi monetari
				Acquisizioni cessioni (b)	Componenti economiche valutative (c)	Variazioni fair value (d)	Altre variazioni (e)	(f)= [(b)+(c)+ (d)+(e)]-(a)
Rimanenze	1.107,9	995,1	112,8	33,6	(47,5)			(126,7)
Crediti commerciali	2.345,9	3.875,0	(1.529,1)	31,6	(69,3)	(14,2)	(167,5)	1.309,7
Debiti commerciali	(1.795,5)	(3.093,1)	1.297,6	(36,1)			(0,1)	(1.333,8)
Altre attività/passività correnti	(1.142,6)	(1.077,5)	(65,1)	(0,8)	6,4	11,1	126,2	208,0
Variazione capitale circolante	515,7	699,5	(183,8)	28,3	(110,4)	(3,1)	(41,4)	57,2

"Acquisizioni e cessioni" accolgono gli effetti derivanti dall'operazione di acquisizione del controllo effettuata nel corso del primo semestre 2023, come illustrato alla sezione "Business combination (informazioni integrative)" del paragrafo 2.02.10 "Altre informazioni".

"Componenti economiche valutative" accolgono:

• l'accantonamento a fondo svalutazione magazzino per 4 ,5 milioni di euro, come riportato alla nota 30 "Rimanenze";
• l'accantonamento a fondo svalutazione crediti per 69,3 milioni di euro, come riportato alla nota 31 "Crediti commerciali";
• le quote di competenza del periodo dei contributi in conto impianti, il cui ammontare complessivo è stato incassato negli esercizi precedenti, per 6,4 milioni di euro, come riportato alla nota 2 "Altri ricavi operativi".

"Variazioni fair value" accolgono principalmente:

• la valutazione al valore corrente di mercato dei crediti correlati all'applicazione dello sconto in fattura in relazione a interventi di efficientamento energetico, per 14,2 milioni di euro. Per maggiori dettagli sulla policy contabile adottata dal ruppo si rimanda alla nota 11 "Oneri finanziari";
• la valutazione dei certificati ambientali e degli obblighi di emissione di gas serra assegnati al Gruppo, oltre alla valorizzazione dei contratti a termine per la compravendita di quote di emissioni, per complessivi 10,4 milioni di euro positivi, come riportato alle note 33 "Altre attività correnti" e 34 "Altre passività correnti".

"Altre variazioni" accolgono principalmente compensazioni all'interno dal capitale circolante netto di operazioni che prevedono la rappresentazione lorda di attività e passività. Si segnala, come riportato nella nota 26 "Flussi monetari dell'attività di investimento", la riclassifica al di fuori del capitale circolante netto del valore dei crediti d'imposta derivanti dall'applicazione dello sconto in fattura per interventi di efficientamento energetico, per un importo pari a 21,7 milioni di euro già formalmente ceduti, per i quali si è in attesa di ricevere l'incasso.

Dividendi incassati

Nel corso del primo semestre 2023 sono stati incassati dividendi da società consolidate secondo il metodo del patrimonio netto per 4,8 milioni di euro e da partecipazioni detenute in altre società per 1,8 milioni di euro. Per maggiori dettagli si rimanda alle note 10 "Proventi finanziari" e 25 "Partecipazioni".

Interessi netti pagati

Di seguito si riporta la riconciliazione tra i valori di bilancio di proventi e oneri finanziari e i relativi flussi di cassa netti del semestre.

Tipologia 30-giu 2023 (a)			Componenti non monetarie		Componenti monetarie
		Componenti economiche valutative (b)	Variazioni Fair Value (c)	Altre variazioni (d)	(e)=(a) -[(b)+(c)+(d)]
Proventi finanziari	68,9	2,1	17,4	18,2	31,2
Oneri finanziari	(165,3)	(31,7)	(31,1)	21,9	(124,4)
Totale	(96,4)	(29,6)	(13,7)	40,1	(93,2)

"Componenti economiche valutative" accolgono oneri e proventi derivanti sia dalla valutazione a costo ammortizzato sia dal processo di attualizzazione di attività e passività contraddistinte da flussi monetari che si realizzeranno nel medio-lungo periodo, come riportato alle note 10 "Proventi finanziari" e 11 "Oneri finanziari".

"Variazioni fair value" accolgono le valutazioni al valore corrente di mercato delle attività e passività finanziarie, principalmente riferibili a:

• rettifica apportata al valore contabile di un prestito obbligazionario in valuta per effetto della relazione di copertura in fair value hedge che ha comportato l'iscrizione di proventi per 16,3 milioni di euro;
• derivati di copertura del suddetto prestito obbligazionario che hanno comportato la rilevazione nel periodo di oneri da valutazione per 16,3 milioni di euro;
• crediti correlati all'applicazione dello sconto in fattura in relazione a interventi agevolabili di efficientamento energetico realizzati per conto di clienti finali per 13,5 milioni di euro negativi. Per maggiori dettagli sulla policy contabile adottata dal ruppo si rimanda alla nota 11 "Oneri finanziari".

"Altre variazioni" accolgono principalmente:

• rettifica degli interessi attivi e passivi contabilizzati per competenza, al fine di esporre gli effettivi flussi di cassa realizzati nel primo semestre 2023, per complessivi 32,8 milioni di euro;
• dividendi corrisposti da altre partecipazioni minori, il cui flusso di cassa del periodo è esposto in una voce specifica del rendiconto finanziario.

Imposte pagate

Si riporta il dettaglio per tipologia di imposta dei flussi che compongono la voce:

	30-giu-23	30-giu-22
Imposte sul reddito	27,9	29,7
Contributi straordinari	‐	9,9
Imposta sostitutiva	3,8	‐
Imposte pagate	31,7	39,6

Le imposte sul reddito accolgono quanto versato dal Gruppo nel corso del primo semestre 2023 in relazione a saldi Ires e Irap dell'esercizio 2022 e agli acconti sulle imposte dirette dovuti per l'anno 2023.

L'imposta sostitutiva accoglie quanto versato al 30 giugno 2023 in relazione all'operazione di affrancamento della partecipazione di controllo in Con Energia Spa.

Altre informazioni 2.02.10

Business combination (informazioni integrative)

Le operazioni di aggregazione sono state contabilizzate in conformità con quanto disposto dal principio contabile internazionale Ifrs 3. In particolare, il management ha avviato le analisi di valutazione al fair value di attività, passività e passività potenziali, prendendo a riferimento le informazioni su fatti e circostanze in essere disponibili alla data di acquisizione. Il processo di valutazione è ancora in corso alla data del presente bilancio semestrale, specie con riferimento all'identificazione e valutazione di eventuali asset intangibili non espressi.

Nella tabella seguente è riportato il fair value delle attività e passività acquisite nelle operazioni di aggregazione effettuate nel corso del primo semestre:

	A.C.R . di Reggiani Albertino Spa	Totale business combination
Attività non correnti
Immobilizzazioni materiali	11,0	11,0
Attività immateriali	57,2	57,2
Attività correnti
Rimanenze e lavori in corso	33,6	33,6
Crediti commerciali	31,6	31,6
Altre attività correnti	6,7	6,7
Disponibilità liquide	15,4	15,4
Passività non correnti
Trattamento fine rapporto	(0,3)	(0,3)
Fondi per rischi e oneri	(0,1)	(0,1)
Passività fiscali differite	(16,0)	(16,0)
Passività correnti
Passività finanziarie	(11,8)	(11,8)
Debiti commerciali	(36,1)	(36,1)
Passività per imposte correnti	(1,9)	(1,9)
Altre passività correnti	(7,5)	(7,5)
Totale attività nette acquisite	81,8	81,8
Fair value corrispettivo	71,5	71,5
Interessenze di minoranza acquisite	32,7	32,7
Totale valore dell'aggregazione	104,2	104,2
(Avviamento) / Provento	(22,4)	(22,4)

Il processo di valutazione ha comportato le seguenti rettifiche ai valori di libro iscritti nel bilancio dell'entità acquisita, nonché le seguenti considerazioni in relazione al corrispettivo trasferito:

	A.C.R. di Reggiani Albertino Spa	Totale business combination
Valore contabile attività nette acquisite	40,5	40,5
Rettifiche per valutazione al fair value
Attività immateriali	57,1	57,1
Attività (passività) fiscali differite	(15,8)	(15,8)
Fair value attività nette acquisite	81,8	81,8
Esborso di cassa	71,5	71,5
Fair value corrispettivo	71,5	71,5

Le valutazioni effettuate in relazione al fair value delle attività acquisite e delle passività assunte identificabili, che hanno tenuto anche conto del valore recuperabile degli asset, hanno portato a identificare una lista clienti per 57,1 milioni di euro, quantificata sulla base delle caratteristiche del contesto di riferimento, utilizzando il metodo dei flussi di cassa incrementali (Meem). Il periodo di ammortamento, pari a 23 anni, è stato determinato sulla base del tasso di churn definito analizzando le serie storiche del fatturato dei clienti.

L'effetto sopra rilevato ha comportato l'iscrizione di passività fiscali differite determinate sulla base dell'aliquota nominale applicabile.

Nella nota 26 "Flussi monetari dell'attività di investimento" è presente l'analisi dei flussi di cassa connessi alle operazioni di aggregazione descritte.

Si segnala, infine, che è ancora in corso il processo di valutazione dell'operazione di acquisizione della società F.lli Franchini Srl, realizzatasi al termine del primo semestre 2023.

Modifiche ai principi contabili

Principi contabili, emendamenti e interpretazioni applicati dal 1°gennaio 2023

Con riferimento agli ambiti rilevanti per il Gruppo, a partire dal 1° gennaio 2023 risultano applicabili obbligatoriamente i seguenti principi contabili e modifiche di principi contabili emanati dallo Iasb e recepiti dall'Unione Europea:

Modifiche allo Ias 1 – Presentazione del bilancio e informativa sulle policy contabili. Documento emesso dallo Iasb in data 12 febbraio 2021, applicabile dal 1° gennaio 2023 con applicazione anticipata consentita. Le modifiche richiedono alle società di presentare le informazioni sui principi contabili rilevanti piuttosto che sui principi contabili significativi e forniscono una guida su come applicare il concetto di significatività all'informativa.

Modifiche allo Ias 8 – Principi contabili, cambiamenti nelle stime contabili ed errori. Documento emesso dallo Iasb in data 12 febbraio 2021, applicabile dal 1° gennaio 2023 con applicazione anticipata consentita. Le modifiche chiariscono in modo più puntuale come le società dovrebbero distinguere i cambiamenti nei principi contabili dai cambiamenti nelle stime contabili.

Modifiche allo Ias 12 – Imposte differite relative ad attività e passività derivanti da una transazione singola. Documento emesso dallo Iasb in data 7 maggio 2021, applicabile dal 1° gennaio 2023 con applicazione anticipata consentita. Le modifiche specificano come le società devono trattare l'imposta differita su operazioni di leasing e contratti con obblighi di smantellamento che possono generare attività e passività di pari importo, per le quali non si applica l'esenzione dell'iscrizione della fiscalità differita quando si rilevano attività e passività per la prima volta. L'obiettivo delle modifiche è ridurre la diversità nella rendicontazione delle imposte differite tra le differenti tipologie contrattuali. Le modifiche chiariscono, correggono o rimuovono diciture o formulazioni ridondanti o conflittuali nel testo dei relativi principi.

Con riferimento all'applicazione di tali modifiche e nuove interpretazioni, non si sono rilevati effetti sul bilancio del Gruppo.

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

Sono in corso di recepimento da parte dei competenti organi dell'Unione Europea i seguenti principi, aggiornamenti ed emendamenti dei principi Ifrs (già approvati dallo Iasb) rilevanti per il Gruppo:

Modifiche allo Ias 1 – Presentazione del bilancio: classificazione delle passività come correnti o non correnti. Documento emesso dallo Iasb in data 23 gennaio 2020 e aggiornato in data 15 luglio 2020, applicabile dal 1° gennaio 2024 con applicazione anticipata consentita. Le modifiche chiariscono i requisiti da considerare per determinare se, nel prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria, i debiti e le altre passività con una data di regolamento incerta debbano essere classificati come correnti o non correnti (inclusi i debiti estinguibili mediante conversione in strumenti di capitale).

Modi iche all' rs – Passività per leasing in una operazione di vendita e retrolocazione. Documento emesso dallo Iasb in data 2 settembre 2022, applicabile dal 1° gennaio 2024 con applicazione anticipata consentita. Le modifiche prevedono che nella valutazione delle passività per leasing in un'operazione di vendita e retrolocazione, il venditore-locatario determini i canoni di leasing in modo tale da non rilevare alcun importo di utile o perdita riferito al diritto d'uso trattenuto dallo stesso.

Modifiche allo Ias 1 – Presentazione del bilancio: passività non correnti soggette a covenant. Documento emesso dallo Iasb in data 31 ottobre 2022, applicabile dal 1° gennaio 2024 con applicazione anticipata consentita. Le modifiche mirano a migliorare le informazioni fornite da un'entità quando il diritto di differire il regolamento di una passività è subordinato al rispetto dei covenant entro dodici mesi dal periodo di riferimento.

Modifiche allo Ias 7 – Rendiconto finanziario e all' rs – Strumenti finanziari: accordi di finanziamento con i fornitori e informazioni in nota integrativa. Documento emesso dallo Iasb in data 25 maggio 2023, applicabile dal 1° gennaio 2024 con applicazione anticipata consentita. Le modifiche richiedono ad un'entità di fornire informazioni aggiuntive sugli accordi di reverse factoring che permettano agli utilizzatori del bilancio di valutare in che modo gli accordi finanziari con i fornitori possano influenzare le passività e i flussi finanziari dell'entità e di comprendere l'effetto di tali accordi sull'esposizione dell'entità al rischio di liquidità.

Modifiche allo Ias 12 – Imposte sul reddito: riforma della tassazione internazionale – regole relative al modello del Secondo pilastro. Documento emesso dallo Iasb in data 23 maggio 2023, applicazione immediata dell'eccezione temporanea e applicazione degli obblighi di informativa dal 1° gennaio 2023, con esenzione per i bilanci infrannuali dell'anno solare 2023. Il documento introduce un'eccezione temporanea agli obblighi di rilevazione e di informativa delle attività e passività per imposte differite relative al modello del Secondo pilastro e prevede degli obblighi di informativa specifica per le entità interessate dalla relativa riforma.

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

Informativa per settori operativi

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 2023 il Gruppo Hera è organizzato nei seguenti settori operativi:

• Gas: comprende i servizi di distribuzione e vendita di gas metano, di teleriscaldamento e i servizi energia;
• Energia elettrica: comprende la produzione di energia, i servizi di distribuzione e vendita di energia elettrica;
• Ciclo 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 al 30 giugno 2023 e periodo di confronto:

30-giu-23	Gas	Energia elettrica	Ciclo idrico	Ambiente	Altri servizi	Totale
Periodo corrente
Asset (tangibili e intangibili)	2.043,4	699,3	2.364,1	1.405,2	117,3	6.629,3
Avviamento	493,5	73,5	42,7	255,9	4,9	870,5
Partecipazioni	99,0	39,3	19,1	40,3	14,9	212,6
Attività immobilizzate non attribuite						78,8
Immobilizzazioni nette	2.635,9	812,1	2.425,9	1.701,4	137,1	7.791,2
Capitale circolante netto attribuito	712,7	(201,8)	(101,9)	82,3	24,5	515,8
Capitale circolante netto non attribuito						96,4
Capitale circolante netto	712,7	(201,8)	(101,9)	82,3	24,5	612,2
Fondi diversi	(197,5)	(35,6)	(153,5)	(277,7)	(3,8)	(668,1)
Capitale investito netto	3.151,1	574,7	2.170,5	1.506,0	157,8	7.735,3

31-dic-22	Gas	Energia elettrica	Ciclo idrico	Ambiente	Altri servizi	Totale
Periodo di confronto
Asset (tangibili e intangibili)	2.038,8	655,4	2.320,2	1.348,5	123,1	6.486,0
Avviamento	493,5	73,5	42,7	233,5	4,9	848,1
Partecipazioni	99,6	29,8	18,7	42,2	‐	190,3
Attività immobilizzate non attribuite						24,7
Immobilizzazioni nette	2.631,9	758,7	2.381,6	1.624,2	128,0	7.549,1
Capitale circolante netto attribuito	804,8	80,3	(247,8)	59,3	2,9	699,5
Capitale circolante netto non attribuito						303,5
Capitale circolante netto	804,8	80,3	(247,8)	59,3	2,9	1.003,0
Fondi diversi	(191,4)	(35,8)	(148,1)	(278,5)	(3,8)	(657,6)
Capitale investito netto	3.245,3	803,2	1.985,7	1.405,0	127,1	7.894,5

Si riportano le principali misure di risultato per settore operativo relative al 30 giugno 2023 e al corrispondente periodo dell'esercizio precedente:

1° semestre 2023	Gas	Energia elettrica	Ciclo idrico	Ambiente	Altri servizi	Struttura	Totale
Periodo corrente
Ricavi diretti	5.165,2	2.093,0	462,3	788,0	63,8	24,6	8.596,9
Ricavi infra-cicli	71,4	130,2	2,5	47,8	24,2	30,0	306,1
Totale ricavi diretti	5.236,6	2.223,2	464,8	835,8	88,0	54,6	8.903,0
Ricavi indiretti	9,2	2,6	28,5	14,0	0,2	(54,6)	‐
Ricavi totali	5.245,8	2.225,8	493,3	849,9	88,1	‐	8.903,0
Margine operativo lordo	386,1	114,4	128,6	162,9	19,4	‐	811,2
Ammortamenti e accantonamenti diretti	100,7	51,9	58,1	82,6	10,4	39,8	343,6
Ammortamenti e accantonamenti indiretti	5,5	2,3	16,7	15,2	0,2	(39,8)	‐
Ammortamenti e accantonamenti totali	106,2	54,2	74,7	97,8	10,6	‐	343,6
Risultato operativo	279,9	60,2	53,8	65,0	8,7	‐	467,7

1° semestre 2022	Gas	Energia elettrica	Ciclo idrico	Ambiente	Altri servizi	Struttura	Totale
Periodo di confronto
Ricavi diretti	6.040,7	1.837,2	466,7	693,4	59,3	18,2	9.115,5
Ricavi infra-cicli	90,8	145,7	2,7	55,8	22,8	21,0	338,8
Totale ricavi diretti	6.131,5	1.982,9	469,4	749,2	82,1	39,3	9.454,3
Ricavi indiretti	7,6	1,8	20,7	9,1	0,1	(39,3)	‐
Ricavi totali	6.139,0	1.984,6	490,1	758,4	82,2	‐	9.454,3
Margine operativo lordo	211,0	40,1	125,3	150,7	15,8	‐	542,9
Ammortamenti e accantonamenti diretti	87,3	32,6	56,9	72,6	11,1	35,9	296,4
Ammortamenti e accantonamenti indiretti	4,6	1,3	15,2	14,5	0,2	(35,9)	‐
Ammortamenti e accantonamenti totali	91,9	33,9	72,1	87,1	11,3	‐	296,3
Risultato operativo	119,2	6,2	53,2	63,6	4,5	‐	246,6

Come ampiamente descritto in Relazione sulla gestione, il margine operativo lordo del settore operativo gas è stato oggetto di una rettifica ai fini gestionali per commentare il suo andamento del periodo. Nel capitolo 1.05 "Analisi per aree strategiche d'affari", a cui fare riferimento per la sua comprensione delle dinamiche di business, è esposto il valore contenente la rettifica sulla valorizzazione delle giacenze di gas.

SCHEMI DI BILANCIO AI SENSI DELLA DELIBERA CONSOB 15519/2006 2.03

Vengono di seguito riportati, in coerenza con le relative policy di Gruppo, i rapporti economici, patrimoniali e finanziari in essere al 30 giugno 2023 e relativo periodo di confronto con parti correlate.

La Procedura per le operazioni con parti correlate è presente sul sito del Gruppo Hera al link:

https://www.gruppohera.it/gruppo/governance/sistema-di-governance/politiche-e-procedure

Si segnala che nel corso del primo semestre 2023 non sono state realizzate operazioni con parti correlate per le quali fosse necessario procedere all'inserimento in bilancio dell'informativa richiesta dal regolamento adottato in materia con delibera Consob n. 17221 del 12 marzo 2010 e successive modifiche e integrazioni.

Conto economico ai sensi della delibera Consob 15519/2006 2.03.01

			di cui correlate 1° semestre					di cui correlate
	note	2023	A	B	C	D	Totale	%		A	B	C	D	Totale	%
Ricavi	1	8.297,5	‐	51,2	149,9	6,8	207,9	2,5%	8.896,0	‐	62,3	136,3	8,6	207,2	2,3%
Altri ricavi operativi	2	299,3	‐	0,2	0,1	‐	0,3	0,1%	219,4	‐	0,3	0,3	‐	0,6	0,3%
Materie prime e materiali	3	(5.868,0)	‐	(32,5)	‐	(21,1)	(53,6)	0,9%	(7.150,5)	‐	(64,8)	‐	(21,5)	(86,3)	1,2%
Costi per servizi	4	(1.576,2)	‐	(7,7)	(9,2)	(12,0)	(28,9)	1,8%	(1.105,2)	‐	(4,4)	(5,5)	(11,1)	(21,0)	1,9%
Costi del personale	5	(330,4)	‐	‐	‐	‐	‐		(308,7)	‐	‐	‐	‐	‐
Altre spese operative	6	(41,5)	‐	‐	(0,6)	(0,4)	(1,0)	2,4%	(39,3)	‐	‐	(1,5)	(0,4)	(1,9)	4,8%
Costi capitalizzati	7	30,6	‐	‐	‐	‐	‐		31,2	‐	‐	‐	‐	‐
Ammortamenti accantonamenti e svalutazioni	8	(343,6)	‐	‐	‐	‐	‐		(296,3)	‐	‐	‐	‐	‐
Utile operativo		467,7	‐	11,2	140,2	(26,7)	124,7		246,6	‐	(6,6)	129,6	(24,4)	98,6
Quota di utili (perdite) di joint venture e società collegate	9	5,9	‐	5,9	‐	‐	5,9	100,0%	6,1	‐	6,1	‐	‐	6,1	100,0%
Proventi finanziari	10	68,9	‐	2,1	0,3	0,2	2,6	3,8%	41,1	‐	0,8	0,3	0,2	1,3	3,2%
Oneri finanziari	11	(165,3)	‐	‐	(0,1)	‐	(0,1)	0,1%	(98,1)	‐	‐	(0,1)	‐	(0,1)	0,1%
Gestione finanziaria		(90,5)	‐	8,0	0,2	0,2	8,4		(50,9)	‐	6,9	0,2	0,2	7,3
Utile prima delle imposte		377,2	‐	19,2	140,4	(26,5)	133,1		195,7	‐	0,3	129,8	(24,2)	105,9
Imposte	12	(103,0)	‐	‐	‐	‐	‐		(56,7)	‐	‐	‐	‐	‐
Utile netto del periodo		274,2	‐	19,2	140,4	(26,5)	133,1		139,0	‐	0,3	129,8	(24,2)	105,9
Attribuibile:
Azionisti della Controllante		253,9							120,6
Azionisti di minoranza		20,3							18,4
Utile per azione
di base	17	0,175							0,083
diluito	17	0,175							0,083

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

Situazione patrimoniale-finanziaria ai sensi della delibera Consob 15519/2006 2.03.02

						di cui correlate							di cui correlate
	note	30-giu-23	A	B	C	D	Totale	%	31-dic-22	A	B	C	D	Totale	%
ATTIVITÀ
Attività non correnti
Immobilizzazioni materiali	21	1.989,8	‐	‐	‐	‐	‐		1.984,4	‐	‐	‐	‐	‐
Diritti d'uso	22	78,6	‐	‐	‐	‐	‐		84,2	‐	‐	‐	‐	‐
Attività immateriali	23	4.560,9	‐	‐	‐	‐	‐		4.417,4	‐	‐	‐	‐	‐
Avviamento	24	870,5	‐	‐	‐	‐	‐		848,1	‐	‐	‐	‐	‐
Partecipazioni	25	212,6	9,0	170,2	‐	2,0	181,2	85,2%	190,3	‐	156,3	‐	2,0	158,3	83,2%
Attività finanziarie non correnti	18	146,6	‐	12,7	12,1	23,1	47,9	32,7%	151,8	‐	14,3	12,1	25,3	51,7	34,1%
Attività fiscali differite	14	274,8	‐	‐	‐	‐	‐		240,4	‐	‐	‐	‐	‐
Strumenti finanziari derivati	27	2,0	‐	‐	‐	‐	‐		1,0	‐	‐	‐	‐	‐
Totale attività non correnti		8.135,8	9,0	183,8	12,1	25,1	230,0		7.917,6	‐	170,6	12,1	27,3	210,0
Attività correnti
Rimanenze	30	1.107,9	‐	‐	‐	‐	‐		995,1	‐	‐	‐	‐	‐
Crediti commerciali	31	2.345,9	‐	8,9	77,9	17,4	104,2	4,4%	3.875,0	‐	24,9	85,3	24,8	135,0	3,5%
Attività finanziarie correnti	18	65,8	‐	10,6	4,0	1,4	16,0	24,3%	77,7	‐	9,2	3,7	1,4	14,3	18,4%
Attività per imposte correnti	13	45,6	‐	‐	‐	‐	‐		46,0	‐	‐	‐	‐	‐
Altre attività correnti	33	645,3	‐	4,5	(1,9)	4,4	7,0	1,1%	642,5	‐	2,9	(2,3)	3,9	4,5	0,7%
Strumenti finanziari derivati	27	664,6	‐	‐	‐	‐	‐		1.622,2	‐	‐	‐	‐	‐
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	18	1.254,8	‐	‐	‐	‐	‐		1.942,4	‐	‐	‐	‐	‐
Totale attività correnti		6.129,9	‐	24,0	80,0	23,2	127,2		9.200,9	‐	37,0	86,7	30,1	153,8
TOTALE ATTIVITÀ		14.265,7	9,0	207,8	92,1	48,3	357,2		17.118,5	‐	207,6	98,8	57,4	363,8

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-23	A	B	C	D	Totale	%	31-dic-22	A	B	C	D	Totale	%
PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ
Capitale sociale e riserve
Capitale sociale	15	1.446,6	‐	‐	‐	‐	‐		1.450,3	‐	‐	‐	‐	‐
Riserve	15	1.622,3	‐	‐	‐	‐	‐		1.692,9	‐	‐	‐	‐	‐
Utile (perdita) del periodo	15	253,9	‐	‐	‐	‐	‐		255,2	‐	‐	‐	‐	‐
Patrimonio netto del Gruppo		3.322,8	‐	‐	‐	‐	‐		3.398,4	‐	‐	‐	‐	‐
Interessenze di minoranza	16	266,8	‐	‐	‐	‐	‐		246,3	‐	‐	‐	‐	‐
Totale patrimonio netto		3.589,6	‐	‐	‐	‐	‐		3.644,7	‐	‐	‐	‐	‐
Passività non correnti
Passività finanziarie non correnti	19	5.142,3	‐	‐	1,3	‐	1,3	0,0%	5.689,9	‐	‐	1,5	‐	1,5	0,0%
Passività non correnti per leasing	22	50,0	‐	‐	3,3	0,3	3,6	7,2%	55,1	‐	‐	3,7	0,3	4,0	7,3%
Trattamento di fine rapporto e altri benefici	28	85,7	‐	‐	‐	‐	‐		92,0	‐	‐	‐	‐	‐
Fondi per rischi e oneri	29	582,4	‐	4,9	‐	‐	4,9	0,8%	565,6	‐	3,8	‐	‐	3,8	0,7%
Passività fiscali differite	14	196,1	‐	‐	‐	‐	‐		215,7	‐	‐	‐	‐	‐
Strumenti finanziari derivati	27	23,9	‐	‐	‐	‐	‐		6,3	‐	‐	‐	‐	‐
Totale passività non correnti		6.080,4	‐	4,9	4,6	0,3	9,8		6.624,6	‐	3,8	5,2	0,3	9,3
Passività correnti
Passività finanziarie correnti	19	378,6	‐	6,0	0,7	‐	6,7	1,8%	650,1	‐	5,2	0,5	‐	5,7	0,9%
Passività correnti per leasing	22	20,1	‐	‐	1,3	0,1	1,4	7,0%	21,3	‐	0,0	1,4	0,1	1,5	7,2%
Debiti commerciali	32	1.795,5	‐	25,3	15,0	27,3	67,6	3,8%	3.093,1	‐	33,8	22,8	33,3	89,9	2,9%
Passività per imposte correnti	13	104,5	‐	‐	‐	‐	‐		17,1	‐	‐	‐	‐	‐
Altre passività correnti	34	1.787,9	‐	0,3	3,4	0,4	4,1	0,2%	1.720,0	‐	1,5	6,5	0,1	8,1	0,5%
Strumenti finanziari derivati	27	509,1	‐	‐	‐	‐	‐		1.347,6	‐	‐	‐	‐	‐
Totale passività correnti		4.595,7	‐	31,6	20,4	27,8	79,8		6.849,2	‐	40,5	31,2	33,5	105,2
TOTALE PASSIVITÀ		10.676,1	‐	36,5	25,0	28,1	89,6		13.473,8	‐	44,3	36,4	33,8	114,5
Passività associabili ad attività destinate alla vendita		‐	‐	‐	‐	‐	‐		‐	‐	‐	‐	‐	‐
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ		14.265,7	‐	36,5	25,0	28,1	89,6		17.118,5	‐	44,3	36,4	33,8	114,5

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

Rendiconto finanziario ai sensi della delibera Consob 15519/2006 2.03.03

	30-giu-23	di cui parti correlate
Risultato ante imposte	377,2
Rettifiche per ricondurre l'utile netto al flusso di cassa da attività operative
Ammortamenti e perdite di valore di attività	246,2
Accantonamenti ai fondi	97,4
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto	(5,9)
(Proventi) oneri finanziari	96,4
(Plusvalenze) minusvalenze e altri elementi non monetari	(49,4)
Variazione fondi rischi e oneri	(17,6)
Variazione fondi per benefici ai dipendenti	(5,4)
Totale cash flow prima delle variazioni del capitale circolante netto	738,9
(Incremento) decremento di rimanenze	(126,7)
(Incremento) decremento di crediti commerciali	1.309,7	30,8
Incremento (decremento) di debiti commerciali	(1.333,8)	(22,3)
Incremento/decremento di altre attività/passività correnti	208,0	(4,1)
Variazione capitale circolante	57,2
Dividendi incassati	6,6	5,2
Interessi attivi e altri proventi finanziari incassati	31,2	1,5
Interessi passivi, oneri netti su derivati e altri oneri finanziari pagati	(124,4)	(0,1)
Imposte pagate	(31,7)
Disponibilità generate dall'attività operativa (a)	677,8
Investimenti in immobilizzazioni materiali	(79,0)
Investimenti in attività immateriali	(239,4)
Investimenti in imprese controllate e rami aziendali al netto delle disponibilità liquide	(56,1)
Investimenti in altre partecipazioni	(24,0)	(24,0)
Prezzo di cessione di immobilizzazioni materiali e immateriali	1,5
(Incremento) decremento di altre attività d'investimento	54,2	3,8
Disponibilità generate (assorbite) dall'attività di investimento (b)	(342,8)
Nuove emissioni di debiti finanziari a lungo termine	614,9
Rimborsi di debiti finanziari non correnti	(600,0)
Rimborsi e altre variazioni nette di debiti finanziari	(804,0)	0,8
Rimborsi di passività per leasing	(10,5)	(0,7)
Dividendi pagati ad azionisti Hera e interessenze di minoranza	(213,2)	(71,0)
Variazione azioni proprie in portafoglio	(9,8)
Disponibilità generate (assorbite) dall'attività di finanziamento (c)	(1.022,6)
Incremento (decremento) disponibilità liquide (a+b+c)	(687,6)
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti all'inizio del periodo	1.942,4
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti alla fine del periodo	1.254,8

Indebitamento finanziario netto ai sensi della comunicazione Consob Dem/6064293 del 2006 2.03.04

				30-giu-23			31-dic-22
			A	B	C	D		A	B	C	D
A	Disponibilità liquide	1.254,8	‐	‐	‐	‐	1.942,4	‐	‐	‐	‐
B	Mezzi equivalenti a disponibilità liquide	‐	‐	‐	‐	‐	‐	‐	‐	‐	‐
C	Altre attività finanziarie correnti	65,8	‐	10,6	4,0	1,4	77,7	‐	9,2	3,7	1,4
D	Liquidità (A+B+C)	1.320,6					2.020,1
	di cui correlate		‐	10,6	4,0	1,4		‐	9,2	3,7	1,4
E	Debito finanziario corrente	(315,7)	‐	(6,0)	(0,7)	‐	(563,0)	‐	‐	(0,5)	‐
F	Parte corrente del debito finanziario non corrente	(83,0)	‐	‐	(1,3)	(0,1)	(108,4)	‐	(5,2)	(1,4)	(0,1)
G	Indebitamento finanziario corrente (E+F)	(398,7)					(671,4)
	di cui correlate		‐	(6,0)	(2,0)	(0,1)		‐	(5,2)	(1,9)	(0,1)
H	Indebitamento finanziario corrente netto (G+D)	921,9					1.348,7
	di cui correlate		‐	4,6	2,0	1,3		‐	4,0	1,8	1,3
I	Debito finanziario non corrente	(1.426,0)	‐	‐	(4,6)	(0,3)	(2.553,0)	‐	‐	(5,2)	(0,3)
J	Strumenti di debito	(3.788,2)	‐	‐	‐	‐	(3.197,3)	‐	‐	‐	‐
K	Debiti commerciali e altri debiti non correnti	‐	‐	‐	‐	‐	‐	‐	‐	‐	‐
L	Indebitamento finanziario non corrente (I+J+K)	(5.214,2)					(5.750,3)
	di cui correlate		‐	‐	(4,6)	(0,3)		‐	‐	(5,2)	(0,3)
M	Totale indebitamento finanziario (H+L) Orientamenti ESMA 32 - 382 - 1138	(4.292,3)					(4.401,6)
	di cui correlate		‐	4,6	(2,6)	1,0		‐	4,0	(3,4)	1,0
	Crediti finanziari non correnti	146,6					151,8
	di cui correlate		‐	12,7	12,1	23,1		‐	14,3	12,1	25,3
	Indebitamento finanziario netto (NetDebt)	(4.145,7)					(4.249,8)
	di cui correlate		‐	17,3	9,5	24,1		‐	18,3	8,7	26,3

Elenco parti correlate 2.03.05

I valori riportati nella tabella al 30 giugno 2023 sono relativi alle parti correlate di seguito elencate:

Gruppo A - Società controllate non consolidate

F.lli Franchini Srl Horowatt Srl

Gruppo B - Società collegate e a controllo congiunto

Adria Link Srl Aimag Spa ASM SET Srl Asco tlc Spa Aurora Srl Enomondo Srl Hea Spa H.E.P.T. Co. Ltd Natura Srl in liquidazione Oikothen Scarl in liquidazione SEA - Servizi Ecologici Ambientali Srl Set Spa Sgr Servizi Spa Sinergie Italiane Srl in liquidazione Tamarete Energia Srl Tre Monti Srl

Gruppo C - Parti correlate a influenza notevole

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 Ferrara Tua Spa Ravenna Holding Spa Rimini Holding Spa

Gruppo D - Altre parti correlate

Acosea Impianti Srl Acquedotto del Dragone Impianti Spa Aloe Spa Amir Spa - Asset Apa2 consulting Sas Aspes Spa BPI Learning Consulting Spain SL Calenia Energia Spa CIR Spa Co.ra.b. Srl

Cora costr. Resid. Artig. Srl Dental invest Srl Deutsche Bank S.p.A. Edenred SA Executive Advocacy Srl Fiorano Gestioni Patrimoniali Srl Fonderia cab Srl Fonderia fomar ghisa Srl Formigine Patrimonio Srl Ire immobiliare riqualificazione ed Kos spa Maranello Patrimonio Srl Medeopart 2 Srl Medeopart 3 Srl Medeopart 4 Srl Medeopart 5 Srl Medeopart 6 Srl Medeopart associates Srl Medeor Capital Srl Rabofin Srl Romagna Acque Spa Sassuolo Gestioni Patrimoniali Srl Se.r.a. Srl servizio ristorazione Serramazzoni Patrimonio Srl Società Italiana Servizi Spa - Sis Spa asset SOGEFI Spa SPS Srl Te.Am Srl Team Srl Unica Reti Spa - Asset Vanpart Srl Sindaci, amministratori, dirigenti strategici, familiari di dirigenti strategici

Note di commento ai rapporti con parti correlate 2.03.06

Gestione dei servizi

Il Gruppo Hera è concessionario in gran parte del territorio di competenza e nella quasi totalità dei territori 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, servizi energia 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, al Gruppo Hera è demandato anche il servizio di trattamento e smaltimento rifiuti, non già ricompreso nelle attività di igiene urbana.

Settore idrico

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 al ruppo Hera della gestione del servizio idrico integrato ha a 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.

La competenza in materia tariffaria è demandata all'Autorità nazionale Arera; l'attuale regime regolatorio 2020-2023 è il terzo periodo tariffario, dopo un primo biennio transitorio 2012-2013.

La regolazione per il periodo 2020-2023 risulta in continuità con il precedente periodo 2016-2019, con l'introduzione di alcuni elementi di novità collegati all'incentivazione di azioni di sostenibilità energetica e ambientale, nonché dei livelli standard di qualità contrattuale e tecnica. A ciascun gestore è riconosciuto un ricavo (Vrg) indipendente dalla dinamica dei volumi distribuiti e determinato sulla base dei costi operativi (efficientabili ed esogeni), dei costi di capitale in funzione degli investimenti realizzati nonché, per l'ambito di Rimini, del risultato della procedura competitiva conclusa, a seguito della quale è stato stipulato il nuovo contratto di concessione per il periodo 2022-2039.

Per lo svolgimento del servizio il gestore si avvale di reti, impianti e altre dotazioni di sua proprietà, di proprietà dei Comuni e di proprietà delle Società degli asset. Tali beni, facenti parte del patrimonio idrico indisponibile del gestore, oppure concessi allo stesso in uso 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 dal Gruppo Hera per il servizio idrico, dovranno essere restituite ai citati enti a fronte del pagamento del valore residuo di tali beni.

I rapporti del ruppo 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.

Settore ambiente

Il servizio rifiuti urbani gestito dal Gruppo 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 e altre attività minori. 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. A partire dal 2020, il corrispettivo spettante al gestore per le prestazioni svolte, comprese le attività di smaltimento/trattamento/recupero dei rifiuti urbani, è definito sulla base della nuova regolazione nazionale Arera (delibera dell'Autorità 443/2019 e s.m.i.), nonché sulla base dei valori risultanti dalle procedure competitive già concluse, per gli ambiti di nuovo affidamento (ambiti di Ravenna e Cesena, Bologna, Modena e Saccolongo).

Il servizio svolto per la gestione dei rifiuti urbani è fatturato dal gruppo Hera ai singoli Comuni nel caso di regime Tari o ai singoli utenti nel caso di applicazione della tariffa corrispettiva puntuale.

Per l'esercizio degli impianti di trattamento dei rifiuti urbani il gruppo Hera è soggetto all'ottenimento di autorizzazioni provinciali; inoltre, a partire dal 2022 anche la controllata Herambiente Spa è soggetta alla nuova regolazione nazionale per ciò che attiene gli impianti di smaltimento di rifiuti indifferenziati e gli impianti di compostaggio e digestori, in quanto classificati come impianti minimi dalle Regioni, indispensabili alla chiusura del ciclo di gestione dei rifiuti urbani, fatti salvi gli esiti dei procedimenti di contenzioso amministrativo pendenti. In particolare, i giudizi in parola riguardano, con due differenti ricorsi, la qualifica dei cosiddetti impianti minimi effettuata dalle competenti Regioni per quanto riguarda gli impianti di trattamento dei rifiuti organici e gli impianti di smaltimento.

Nel rispetto del principio di continuità del servizio pubblico, ai sensi delle convenzioni in essere, il gestore è tenuto alla prosecuzione del servizio anche nei territori ove è già stata superata la data di scadenza dell'affidamento e fino alla decorrenza dei nuovi affidamenti.

Settore energia

La durata delle concessioni di distribuzione di gas naturale a mezzo di gasdotti locali, inizialmente fissata in periodi tra dieci e trenta anni dagli atti originari di 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. 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 nazionale Arera. Il territorio sul quale Inrete Distribuzione Energia Spa esercisce il servizio di distribuzione del gas metano 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 della presente relazione semestrale consolidata è rappresentata principalmente dalla delibera Arera 736/2022/R/gas del 29 dicembre 2022 (Aggiornamento delle tariffe per i servizi di distribuzione e misura del gas, per l'anno 2023) che ha sostituito la precedente delibera 620/2021/R/gas del 28 dicembre 2021 e con cui sono state approvate, per l'anno 2022, le tariffe obbligatorie per i servizi di distribuzione, misura e commercializzazione del gas naturale.

I valori tariffari validi dal 1° gennaio 2023 sono riportati nella tabella 1 allegata alla delibera suddetta. Le tariffe per l'esercizio 2023 si inseriscono all'interno del cosiddetto periodo tariffario 2020-2025. Dal 1° gennaio 2020, infatti, è entrata in vigore la Regolazione delle tariffe dei servizi di distribuzione e misura del gas per il periodo di regolazione 2020-2025 (Rtdg 2020-2025), approvata con deliberazione 570/2019/R/gas e aggiornata con la deliberazione 737/2022/R/gas.

Ai sensi di quanto previsto dall'articolo 43 della Rtdg 2020-2025, le tariffe obbligatorie di distribuzione e misura del gas naturale sono differenziate in ambiti tariffari:

• ambito nord-occidentale, comprendente le regioni Valle d'Aosta, Piemonte e Liguria;
• ambito nord-orientale, comprendente le regioni: Lombardia, Trentino-Alto Adige, Veneto, Friuli Venezia Giulia, Emilia-Romagna;
• ambito centrale, comprendente le regioni Toscana, Umbria e Marche;
• ambito centro-sud-orientale, comprendente le regioni Abruzzo, Molise, Puglia, Basilicata;
• ambito centro-sud-occidentale, comprendente le regioni Lazio e Campania;
• ambito meridionale, comprendente le regioni Calabria e Sicilia;
• ambito Sardegna, comprendente la regione Sardegna.

Il valore delle componenti tariffarie Gs, Re, Rs e Ug1 - di cui al comma 42.3, lettere c), d), e) e f) della Rtdg 2020-2025 - è soggetto ad aggiornamento trimestrale.

Per il primo semestre, dal 1° gennaio 2023 sono stati confermati i valori già validi nel IV trimestre 2021 - deliberazione 735/2022/R/com e tabella 8 allegata e tabella 7 allegata alla deliberazione 396/2021/R/com; così come dal 1° aprile 2023 - deliberazione 134/2023/R/com alla tabella 8 allegata alla deliberazione 735/20222/R/com nonché alla tabella 7 allegata alla deliberazione 396/2021/R/com. Dal 1° ottobre 2021 è infatti applicata la tabella 7 allegata alla deliberazione 396/2021/R/com.

Per quanto attiene l'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 l'individuazione degli interventi di sviluppo, nonché l'attività di misura. La sospensione, ovvero la decadenza della concessione, può determinarsi, a giudizio dell'Autorità nazionale, 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 della distribuzione è obbligata ad applicare ai propri clienti (i cosiddetti utenti della distribuzione) le tariffe fissate dalle norme vigenti e dalle deliberazioni adottate dall'Autorità di settore. La normativa tariffaria, in vigore al momento dell'approvazione della Relazione semestrale consolidata, fa riferimento alla 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. Con questa deliberazione l'Autorità ha emanato le disposizioni in materia di regolazione tariffaria dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell'energia elettrica, per il periodo di regolazione 2016-2023, definendo un periodo regolatorio di otto anni composto di due semiperiodi quadriennali, prevedendo altresì un aggiornamento infra-periodo tra il primo e il secondo semiperiodo.

La tariffa obbligatoria per il servizio di distribuzione copre i costi per il trasporto dell'energia elettrica sulle reti di distribuzione. È applicata a tutti i clienti finali, a eccezione delle utenze domestiche in bassa tensione. La tariffa ha una struttura di tipo trinomio ed è espressa in centesimi di euro per punto di prelievo all'anno (quota fissa), centesimi di euro per KW per anno (quota potenza) e centesimi di euro per kWh consumato (quota energia).

La tariffa obbligatoria per il servizio di distribuzione è aggiornata periodicamente dall'autorità nazionale Arera con idoneo provvedimento; pertanto, il 27 dicembre 2019 è stata emanata la delibera 568/2019/R/Eel con cui è stata approvata la Regolazione tariffaria dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell'energia elettrica per il semiperiodo di regolazione 2020-2023.

Per i clienti domestici per l'anno 2023 l'aggiornamento delle tariffe relative all'erogazione dei servizi trasmissione, distribuzione e misura dell'energia elettrica è stato determinato con delibera 721/2022/R/eel del 27 dicembre 2022.

Per i clienti non domestici l'aggiornamento per l'anno 2023 delle tariffe obbligatorie per i servizi di distribuzione e misura dell'energia elettrica e delle condizioni economiche per l'erogazione del servizio di connessione è stato fissato con la delibera 720/2022/R/eel del 27 dicembre 2022.

ELENCO DELLE SOCIETÀ CONSOLIDATE 2.04

Società controllate

Denominazione	Sede legale	Capitale sociale	(euro) (*) Percentuale consolidata		Interessenza complessiva
			diretta	indiretta
Acantho Spa	Imola (BO)	23.573.079	80,64%		80,64%
AcegasApsAmga Spa	Trieste	284.677.324	100,00%		100,00%
A.C.R. di Reggiani Albertino Spa	Mirandola (Mo)	390.000		60,00%	60,00%
Aliplast Spa	Istrana (TV)	5.000.000		75,00%	75,00%
Aliplast France Recyclage SAS	La Wantzenau (Francia)	1.025.000		75,00%	75,00%
Aliplast Iberia SL	Calle Castilla -Leon (Spagna)	815.000		75,00%	75,00%
Aliplast Polska Sp.zo.o	Zgierz (Polonia)	1.200.000 PLN		75,00%	75,00%
Aresenergy Eood	Varna (Bulgaria)	50.000 Lev		100,00%	100,00%
AresGas Ead	Sofia (Bulgaria)	22.572.241 Lev		100,00%	100,00%
Ares Trading Eood	Varna (Bulgaria)	50.000 Lev		100,00%	100,00%
Asa Scpa	Castelmaggiore (BO)	1.820.000		38,25%	38,25%
Atlas Utilities Ead	Varna (Bulgaria)	50.000 Lev		100,00%	100,00%
Biorg Srl	Bologna	10.000.000		75,00%	75,00%
Black Sea Gas Company Eood	Varna (Bulgaria)	5.000 Lev		100,00%	100,00%
Con Energia Spa	Forlì (FC)	500.000		100,00%	100,00%
Eco Gas Srl	Castel di Sangro (AQ)	100.000		100,00%	100,00%
EstEnergy Spa	Trieste	299.925.761		100,00%	100,00%
Etra Energia Srl	Cittadella (PD)	100.000		51,00%	51,00%
Feronia Srl	Bologna	100.000		75,00%	75,00%
Frullo Energia Ambiente Srl	Bologna	17.139.100		38,25%	38,25%
Green Factory Srl	Pesaro	500.000		46,70%	46,70%
Herambiente Spa	Bologna	271.648.000	75,00%		75,00%
Herambiente Servizi Industriali Srl	Bologna	5.000.000		75,00%	75,00%
Hera Comm Spa	Imola (BO)	53.595.899	100,00%		100,00%
Hera Comm Marche Srl	Urbino (PU)	1.977.332		100,00%	100,00%
Hera Luce Srl	Cesena	1.000.000		100,00%	100,00%
Hera Servizi Energia Spa	Udine	13.216.899		84,50%	84,50%
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	10.091.815	100,00%		100,00%
Macero Maceratese Srl	Macerata (MC)	1.032.912		46,70%	46,70%
Marche Multiservizi Spa	Pesaro	16.388.535	46,70%		46,70%
Marche Multiservizi Falconara Srl	Falconara Marittima (AN)	100.000		46,70%	46,70%
Primagas AD	Varna (Bulgaria)	1.149.860 Lev		97,34%	97,34%
Recycla Spa	Maniago (PN)	90.000		75,00%	75,00%
Tri-Generazione Scarl	Padova	100.000		70,00%	70,00%

Uniflotte Srl	Bologna	2.254.177	97,00%	97,00%
Vallortigara Servizi Ambientali Spa	Torrebelvicino (VI)	330.000	75,00%	75,00%
Wolmann Spa	Bologna	400.000	100,00%	100,00%

(*) ove non diversamente specificato

Società a controllo congiunto

Denominazione	Sede legale	Capitale sociale	(euro) Percentuale posseduta		Interessenza complessiva
			diretta	indiretta
Enomondo Srl	Faenza (RA)	14.000.000		37,50%	37,50%

Società collegate

Denominazione	Sede legale	Capitale sociale	(euro) (*) Percentuale posseduta	Interessenza complessiva
			diretta	indiretta
Aimag Spa*	Mirandola (MO)	78.027.681	25,00%		25,00%
ASM Servizi Energetici e Tecnologici-ASM SET Srl	Rovigo	200.000		49,00%	49,00%
SEA - Servizi Ecologici Ambientali Srl	Camerata Picena (AN)	100.000		31,00%	31,00%
Set Spa	Milano	120.000	39,00%		39,00%
Sgr Servizi Spa	Rimini	5.982.262		29,61%	29,61%
Tamarete Energia Srl	Ortona (CH)	3.600.000	40,00%		40,00%

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

ATTESTAZIONE DEL BILANCIO CONSOLIDATO A EN DELL'A . -BIS DEL D.LGS. 58/98 2.05

2.06 RELAZIONE DELLA SOCIETÀ DI REVISIONE