Terna — Annual Report 2018

Apr 12, 2019

LA RESPONSABILITÀ DELL'ENERGIA

2018 Relazione Finanziaria Annuale Rapporto Integrato

LA NOSTRA MISSIONE

La responsabilità dell'energia. L'energia della responsabilità.

Esercitare un ruolo guida per una transizione energetica sostenibile, facendo leva su innovazione, competenze e tecnologie distintive a beneficio di tutti gli stakeholder.

Siamo un grande operatore delle reti per il trasporto dell'energia.

Gestiamo la trasmissione di energia elettrica in alta tensione in Italia e ne garantiamo la sicurezza, la qualità e l'economicità nel tempo.

Perseguiamo lo sviluppo della rete elettrica, una sempre maggiore efficienza operativa e l'integrazione con la rete europea.

Assicuriamo parità di condizioni di accesso a tutti gli utenti delle reti.

Sviluppiamo attività di mercato e nuove opportunità di business, grazie all'esperienza e alle competenze tecniche acquisite nella gestione di sistemi complessi e alla nostra eccellenza tecnologica.

La transizione energetica in atto verso un sistema elettrico sempre più sostenibile presenta nuove sfide e opportunità. Terna si pone al centro di questo processo per raggiungere gli obiettivi di decarbonizzazione, garantendo la sicurezza del sistema e minimizzando il costo complessivo per famiglie e imprese italiane.

Questo impegno accelera con gli obiettivi del Piano Strategico 2019-2023, che prevede investimenti sulla rete elettrica nazionale ulteriormente in crescita al fine di rispondere alle nuove necessità del sistema. In questo percorso, innovazione, digitalizzazione e persone sono alla base della nostra strategia.

La ricerca di soluzioni e tecnologie innovative per la gestione e lo sviluppo della rete di trasmissione nazionale è uno dei fattori abilitanti per far fronte alla crescente complessità del sistema. A tal proposito Terna ha implementato un piano di innovazione centralizzato e coordinato per gestire in modo sicuro, efficiente e affidabile i flussi di elettricità sulla rete.

Le persone sono il motore del cambiamento e per questo continuiamo a investire sullo sviluppo di competenze personali e professionali. La passione ci permette di affrontare il nostro lavoro con proattività e dedizione.

Siamo convinti che investire sulla formazione continua e sull'inserimento dei giovani nel mondo del lavoro rappresenti un tassello fondamentale nel percorso di generazione del valore.

Terna, per il ruolo che svolge nel sistema elettrico, ha una responsabilità nei confronti dell'intera collettività nazionale sia nell'operatività quotidiana sia nel medio sia nel lungo termine. La gestione e lo sviluppo della rete si basa sull'ascolto degli stakeholder in un'ottica di reciproca lealtà e trasparenza. La vicinanza e l'interazione con le comunità locali costituiscono una delle nostre priorità, attraverso un modello di sviluppo orientato al dialogo e sempre più attento alle esigenze del territorio.

La gestione 2018 testimonia la capacità di Terna di realizzare gli obiettivi prefissati e dimostra come sia possibile coniugare l'esigenza di una rete elettrica sicura, efficiente e sostenibile per il Paese con ritorni positivi per i nostri azionisti. I risultati illustrati nel bilancio evidenziano inoltre una solidità economico finanziaria del Gruppo che ci permette di guardare al futuro con ottimismo ed entusiasmo.

Catia Bastioli Presidente

Luigi Ferraris Amministratore Delegato Messaggio del Presidente e dell'Amministratore Delegato agli Stakeholder

Highlights

Il 21 marzo 2019 è stato presentato al mercato e agli stakeholder l'aggiornamento delle strategie aziendali Grids and Values 2019-2023, approvato dal CdA.

Nel 2018 prosegue il grande impegno di Terna per lo sviluppo della Rete, a supporto della transizione energetica in atto, per la costruzione di un sistema elettrico sicuro e sostenibile, a vantaggio delle generazioni che verranno.

È stato un anno molto positivo: tutte le principali grandezze in aumento confermano l'efficacia delle azioni manageriali messe in atto e sostengono il virtuoso percorso di crescita tracciato dal Piano Strategico Grids and Values.

negli indici di sostenibilità STOXX Global ESG Leaders.

Sustainability Index (ESI) Excellence

Europe.

nel Bloomberg Gender Equality Index (GEI).

utilities nell'indice Dow Jones Sustainability.

PRINCIPALI RISULTATI ECONOMICO-FINANZIARI P. 100

(€/milioni)	2018	2017	Δ
Ricavi	2.197,0	2.162,8	1,6%
EBITDA	1.650,6	1.603,9	2,9%
Utile netto di Gruppo	706,6	688,3	2,7%
Investimenti	1.091,1	1.033,9	5,5%
Debito netto (FY)	7.899,4	7.796,4

BORSA E FINANZA

Titolo Terna P. 112

Perfomance annua migliore dei principali peers e dell'indice europeo di riferimento settoriale DJ Stoxx Utilities (-2,1%).

+2,25%

4,95 €/azione al 31/12/2018 vs. 4,84 €/azione al 31/12/2017

5,502 €/azione: nuovo massimo storico registrato il 14/3/2019.

Green Finance P. 94

Luglio 2018: lancio di un'emissione obbligazionaria green da 750 mln, durata 5 anni e cedola 1%, riaperta a gennaio 2019 con un'emissione in private placement di 250 mln con scadenza 2023.

Settembre 2018: sottocrizione di una ESG linked Revolving Credit Facility di back-up.

Riconoscimento 'Latin America Transmission/Distribution deal of the year' per il finanziamento della linea a 500 kV in Uruguay.

Aprile 2019: lancio di una nuova emissione obbligazionaria green da 500 mln, durata 7 anni e cedola 1%.

ABILITATORI DEL BUSINESS

Innovazione

P. 90

468 nuove assunzioni a sostegno del Piano Strategico e del ricambio generazionale. Importanti iniziative per la valorizzazione delle competenze e per la tutela della sicurezza del lavoro.

Avvio presso la stazione elettrica di Udine Ovest di un nuovo trasformatore green di ultima generazione che coniuga efficienza, sicurezza e sostenibilità grazie al rivoluzionario impiego di olii vegetali rinnovabili e biodegradabili.

Entrati in funzione due autotrasformatori green a Travagliato e Cagno.

NOTA ALLA LETTURA

La Relazione sulla Gestione costituisce, come negli anni scorsi, il Rapporto integrato 2018 del Gruppo Terna.

Il Rapporto integrato mantiene, in continuità con le precedenti edizioni, il riferimento al framework di principi elaborato dall'IIRC-International Integrated Reporting Council, l'organismo internazionale di riferimento in materia, ma introduce alcune significative novità.

Quanto all'organizzazione dei contenuti, assume immediato rilievo il capitolo sulle "Persone": il nostro modo per sottolineare la rilevanza delle competenze e dell'elemento umano come perno centrale e imprescindibile di tutte le attività del Gruppo. L'esigenza di rappresentare il modello di business con chiarezza e semplicità ha poi determinato la scelta di una narrazione "orizzontale", per filoni di business (Regolato Italia, Non Regolato e Internazionale), al fine di assicurare organicità nel trattamento dei diversi filoni informativi.

Il principio di materialità ha guidato la selezione delle informazioni da includere; in particolare, l'inserimento di informazioni relative ad aspetti ambientali, sociali e di governance risponde al criterio della loro correlazione con la creazione di valore. In allegato al documento è riportata la matrice di materialità.

Indice

RAPPORTO INTEGRATO 8

9

Il contesto energetico

Il Gruppo Terna

Strategia e business del Gruppo

Performance

37

99

BILANCIO CONSOLIDATO 143

BILANCIO DI ESERCIZIO 229

121

Promuoviamo la transizione energetica e lo sviluppo sostenibile puntando su persone e innovazione. Lavoriamo ogni giorno per costruire un clima di dialogo e fiducia nei territori, dove portiamo un bene essenziale alla vita economica e sociale di tutti: l'elettricità. Questo si traduce in scelte basate sul rispetto dell'ambiente e delle comunità locali. La nostra propensione all'ascolto inizia dentro Terna, tra le nostre persone, nella consapevolezza che la profonda trasformazione che il mondo sta attraversando è una responsabilità condivisa. Questa responsabilità è la nostra energia.

74.442km LINEE IN ALTA TENSIONE GESTITE

4.252 DIPENDENTI AL 31 DICEMBRE 2018 DI CUI 468 INGRESSI NEL 2018

Il modello di business	10
Struttura del Gruppo	13
Azionariato	14
La nostra storia	16
Governance	18
Gestione dei rischi	20

1 Il Gruppo Terna

Il modello di business

Il Gruppo Terna | Il contesto energetico | Strategia e business del Gruppo | Performance | Allegati

Terna ha un ruolo centrale nell'ambito del processo di transizione energetica in corso: in un contesto di forte cambiamento che vede emergere la decarbonizzazione come obiettivo globale, la rete elettrica è uno dei principali fattori abilitanti.

Il Gruppo Terna | Il contesto energetico | Strategia e business del Gruppo | Performance | Allegati

La struttura del Gruppo

Rispetto alla situazione al 31 dicembre 2017 si segnala:

^* In data 16 luglio 2018 è stata costituita Resia Interconnector S.r.l. per la realizzazione dell'Interconnessione privata Italia - Austria, per la quale è in corso l'iter autorizzativo per il tratto in cavo Passo Resia - Glorenza.

^** Il 2 agosto 2018 è divenuta efficace la scissione parziale di Terna Plus S.r.l. (controllata al 100% della capogruppo Terna S.p.A.) in favore di una beneficiaria di nuova costituzione denominata Terna Energy Solutions S.r.l.. Il perimetro di attività scisso è focalizzato sul business Non Regolato e sulle attività di energy solutions già esercitate da Terna Plus. A quest'ultima, a seguito della scissione, fanno riferimento le attività svolte in Sud America. Dall'operazione è derivata inoltre la cessione delle partecipazioni nelle società che svolgono business Non Regolato Italia: Tamini Trasformatori S.r.l., Rete Verde 17 S.r.l., Rete Verde 18 S.r.l., Rete Verde 19 S.r.l., Rete Verde 20 S.r.l. e Avvenia The Energy Innovator S.r.l. (acquisita il 15 febbraio 2018).

Azionariato

Alla data di redazione della presente relazione, il capitale sociale di Terna ammonta a 442.198.240 euro ed è rappresentato da 2.009.992.000 azioni ordinarie del valore nominale di 0,22 euro, ciascuna interamente liberate.

In base alle periodiche ricognizioni effettuate dalla Società, risulta che le azioni di Terna sono detenute per il 52,7% da Azionisti Italiani e per il restante 47,3% da Investitori Istituzionali Esteri, prevalentemente negli USA e in Europa.

In base alle risultanze del libro soci e altre informazioni a disposizione, al mese di febbraio 2019, l'azionariato di Terna è rappresentato nel grafico che segue.

AZIONARIATO PER TIPOLOGIA

AZIONARIATO PER AREA GEOGRAFICA E TIPOLOGIA

Il Gruppo Terna | Il contesto energetico | Strategia e business del Gruppo | Performance | Allegati

Azionisti rilevanti1 CDP RETI S.p.A.2 (società controllata da Cassa Depositi e Prestiti S.p.A.): __________________29,851% LAZARD ASSET MANAGEMENT LLC (a titolo di gestione discrezionale del risparmio): ____________________________5,122% A fine 2018 gli investitori SRI (Socially Responsible Investors), che hanno investito nelle azioni di Terna in applicazione di un approccio basato sulla considerazione di aspetti ESG (Environmental, Social, Governance), erano 109. Nel complesso, gli investitori SRI rappresentavano, a fine 2018, il 9,52% del flottante di Terna (8,32% a fine 2017) e più del 12,86% del capitale detenuto da investitori istituzionali identificati (circa il 11% a fine 2017). Socially Responsible Investors

"Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari" relativa all'esercizio 2018, reperibile sul sito internet di Terna S.p.A. (www.terna.it - nella sezione "Investor Relations").

Le informazioni sugli assetti proprietari, restrizioni al trasferimento di titoli, titoli che conferiscono diritti speciali e restrizioni al diritto di voto, così come sui patti parasociali, sono riportate nella

¹ Azionisti che, sulla base delle informazioni a disposizione e delle comunicazione CONSOB ricevute, partecipano al capitale sociale di Terna S.p.A. in misura superiore alle soglie di rilevanza indicate dalla delibera CONSOB n. 11971/99.

² In data 27 novembre 2014 è stato stipulato un patto parasociale tra Cassa Depositi e Prestiti S.p.A. (CDP), da un lato, e State Grid Europe Limited (SGEL) e State Grid International Development Limited (SGID), dall'altro lato, in relazione a CDP RETI S.p.A., SNAM S.p.A. e TERNA S.p.A., successivamente modificato e integrato per estenderne le previsioni anche in relazione a Italgas S.p.A..

La nostra storia

LE ORIGINI L'EVOLUZIONE MODERNA

1962 1999

Dal Monopolio al modello dell'Independent System Operator

Le attività principali di Terna affondano le loro radici nella storia del Paese: nel 1962 la Legge 1943 sancisce la nazionalizzazione del settore, affidando a Enel tutte le fasi della filiera elettrica, fino ad allora private.

Il monopolio favorisce l'elettrificazione della penisola ma il motore dei cambiamenti che hanno portato all'attuale contesto operativo è il processo di liberalizzazione promosso dall'Unione Europea e volto a rendere indipendente la gestione della rete.

In attuazione del Decreto Legislativo 79 del 1999, incentrato sulla separazione della RTN dalla gestione della stessa (attività di trasmissione e dispacciamento) secondo il modello del c.d. Independent System Operator, vengono costituite due società: Terna, proprietaria della rete di trasmissione nazionale, e il Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale.

La Quotazione in Borsa di Terna

Un Decreto del Presidente del Consiglio dei ministri definisce la nuova corporate governance del Gruppo, con l'obiettivo di garantire la neutralità e l'imparzialità della condotta di Terna.

A giugno 2004 viene collocato il 50% del capitale azionario dell'Azienda alla Borsa italiana (segmento Blue Chip).

Unificazione dei ruoli di TO e SO: nuova mission al servizio del Paese

Nel 2005 si arriva all'unificazione tra la proprietà e la gestione della rete. Siamo al culmine di un processo iniziato nel 1999 e l'inizio di una nuova fase nella missione di Terna al servizio del Paese.

In questo periodo, la società registra una costante crescita, con l'acquisizione di molte porzioni di rete da altri operatori.

Per tutelare l'autonomia di Terna come gestore della Rete di Trasmissione Nazionale, il Ministero dell'economia e delle finanze acquista tramite la CDP (Cassa Depositi e Prestiti) il 29,99% del capitale di Terna.

.

Terna diventa il primo TSO europeo

2009 2013

Terna acquisisce 18.600 km di linee in Alta Tensione da Enel, divenendo così proprietaria del 98,6% della rete nazionale e il primo operatore indipendente in Europa nonchè il settimo al mondo.

Cresce il valore per gli azionisti

Nel 2009 Terna vende il 66% del capitale della controllata brasiliana Terna Participações a Cemig. La plusvalenza di oltre 400 mln euro viene investita nello sviluppo della rete italiana e nella remunerazione degli azionisti.

Nuove infrastrutture e progressiva affermazione del Non Regolato

Nel 2011 Terna sviluppa infrastrutture di eccellenza internazionale.

Inaugura la linea SA.PE.I. (Sardegna-Continente) e la linea Chignolo Po-Maleo in Lombardia e apre i cantieri per la linea Sorgente-Rizziconi tra Sicilia e Calabria.

Nel 2012 sono costituite due nuove società operative: Terna Rete Italia S.p.A. per le Attività Regolate, e Terna Plus S.r.l. per la crescita dei servizi nel Non Regolato.

IL PRESENTE

2014 ^{2017 2018}

Si consolida il primato europeo con nuovi investimenti

Nel 2015, Terna acquisisce la rete in Alta Tensione del Gruppo Ferrovie dello Stato per 757 milioni di euro, consolidando il primato europeo con circa 72.600 km di rete gestiti. Il valore di Terna è più che raddoppiato dal momento della quotazione.

Nel 2016, Terna punta sugli elettrodotti strategici. Diventano operative le linee Villanova-Gissi e Sorgente-Rizziconi. Quest'ultima è una linea elettrica da record, che collega Sicilia e Calabria, la Penisola italiana e il resto d'Europa attraverso il sistema elettrico ad Alta Tensione del Paese.

Cambia il management

Nel 2017 viene rinnovato il Consiglio di Amministrazione, con la nomina di Luigi Ferraris come Amministratore Delegato e Direttore Generale, l'ingresso di nuovi manager in ruoli chiave e la riconferma di Catia Bastioli alla Presidenza.

Il Piano Strategico "Grids and Values"

In linea con le indicazioni di Nazioni Unite (COP 21) e Unione Europea, e con gli obiettivi della Strategia Energetica Nazionale (SEN), Terna impone una forte accelerazione sugli investimenti per lo sviluppo della rete nazionale con l'obiettivo di favorire l'integrazione delle fonti rinnovabili e migliorare la sicurezza del sistema. Al tempo stesso, il Gruppo punta ad accelerare il rinnovo degli asset per mitigare i rischi di interruzioni di servizio, aumentare la sostenibilità ambientale e impiegare sempre più tecnologie di digitalizzazione della rete per migliorare le performance di esercizio e manutenzione a tutto vantaggio della qualità del servizio elettrico. Le nuove strategie aziendali, presentate per la prima volta nel marzo 2018 dall'Amministratore Delegato e Direttore Generale Luigi Ferraris, vengono aggiornate nell'incontro con gli investitori del 21 marzo 2019.

Un nuovo assetto organizzativo e la dialettica Transmission Operator-System Operator

Per ottimizzare e integrare le attività di dispacciamento e la pianificazione di lungo periodo, da un lato, e massimizzare l'efficienza operativa nella progettazione, realizzazione, esercizio e manutenzione, dall'altro, sono ridisegnate due fondamentali strutture organizzative a diretto riporto dell'Amministratore Delegato. Terna declina così le sue due anime: il System Operator incarnato dalla struttura "Strategie, Sviluppo e Dispacciamento" e il Transmission Operator dalla "Rete di Trasmissione Nazionale".

La nuova Terna Plus e Terna Energy Solutions

Ad agosto 2018 si realizza la scissione parziale di Terna Plus S.r.l. (controllata al 100% dalla Capogruppo) a favore di una beneficiaria di nuova costituzione: Terna Energy Solutions S.r.l.. Il perimetro di attività di quest'ultima si concentra sul business Non Regolato e sulle attività di energy solutions. A Terna Plus, d'ora in poi, fanno invece riferimento le attività di sviluppo e realizzazione impianti in Sud America e più in generale lo sviluppo dei nuovi business nel mondo.

Governance

Il nostro sistema di governo societario è orientato alla creazione di valore per gli azionisti, nella consapevolezza della rilevanza sociale delle nostre attività.

Promuovere la collaborazione e l'ascolto per affrontare le sfide future e applicare la cultura della responsabilità sono i principi alla base del nostro approccio.

I nostri manager

Gli obiettivi di governance sono perseguiti nella consapevolezza della rilevanza sociale e ambientale delle attività realizzate dal Gruppo e della conseguente necessità di considerare adeguatamente, nel relativo svolgimento, tutti gli interessi coinvolti.

A questo riguardo, il più alto riferimento per i temi di sostenibilità è il Codice Etico3 che richiama i 10 principi su diritti umani, lavoro, ambiente e lotta alla corruzione del Global Compact, il network multistakeholder dell'ONU cui Terna aderisce dal 2009. Il Codice Etico richiede inoltre di fornire ogni anno riscontro, attraverso il Rapporto di Sostenibilità che per il Gruppo risponde anche ai requisiti di reportistica sulle informazioni non finanziarie ai sensi dell'art.4 del D.lgs. 254/2016, dell'attuazione degli impegni in tema ambientale e sociale e della coerenza tra obiettivi e risultati conseguiti.

Catia Bastioli

Amministratore Delegato Luigi Ferraris

Presidente Collegio Sindacale Riccardo Enrico Maria Schioppo

Sindaci effettivi Vincenzo Simone Maria Alessandra Zunino de Pignier

Comitato Controllo e Rischi,

Corporate Governance e Sostenibilità Luca Dal Fabbro5 (Presidente, indipendente) Elena Vasco (indipendente) Paola Giannotti (indipendente)

Comitato per la Remunerazione

Fabio Corsico (Presidente, indipendente) Gabriella Porcelli (indipendente)

Presidente Consiglio di Amministrazione Consiglieri Fabio Corsico Luca Dal Fabbro Paola Giannotti

Yunpeng He Gabriella Porcelli Paolo Calcagnini4 Elena Vasco

Sindaci supplenti Davide Attilio Rossetti Cesare Felice Mantegazza Renata Maria Ricotti

Comitato per le Nomine Luca Dal Fabbro (Presidente, indipendente) Yunpeng He Fabio Corsico (indipendente)

Comitato Operazioni con Parti Correlate

Gabriella Porcelli (Coordinatore indipendente) Luca Dal Fabbro (indipendente) Paola Giannotti (indipendente)

Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili societari di Terna S.p.A. Agostino Scornajenchi

Dirigente Preposto

PricewaterhouseCoopers S.p.A. Società di revisione

³ Consultabile alla pagina http://www.terna.it/it-it/investorrelations/corporategovernance/eticadimpresa/codiceetico. aspx, sub: http://download.terna.it/terna/0000/0063/62.pdf e sub http://download.terna.it/terna/0000/0054/05.pdf ⁴ Il Consiglio di Amministrazione - in seguito alle dimissioni del Consigliere Stefano Saglia dalle cariche ricoperte nel Consiglio di Amministrazione di TERNA S.p.A. come comunicato al mercato il 31 luglio e 10 agosto 2018 - in data 15 febbraio 2019 ha cooptato quale nuovo Consigliere non esecutivo Paolo Calcagnini, previo parere del Comitato per le Nomine e con l'approvazione del Collegio Sindacale, accogliendo l'invito formulato dal Gruppo Cassa Depositi e Prestiti che con lettera del 6 febbraio 2019. Il nuovo Consigliere, che non è in possesso dei requisiti di indipendenza, ai sensi dell'art. 3 del Codice di autodisciplina e ai sensi degli artt. 147 ter, co. 4, e 148 co. 3 del D.lgs. 58/2008, resterà in carica sino alla prossima assemblea dei Soci.

⁵ Il Consiglio di Amministrazione - in seguito alle dimissioni del Consigliere Stefano Saglia dalle cariche ricoperte nel Consiglio di Amministrazione di TERNA S.p.A. come comunicato al mercato il 31 luglio, 10 agosto e 9 novembre 2018 - ha integrato la composizione del Comitato Controllo e Rischi, Corporate Governance e Sostenibilità nominando, quale

Presidente di detto Comitato, il Consigliere non esecutivo ed indipendente Luca Dal Fabbro, espressione delle minoranze. ⁶ A seguito delle predette dimissioni del Consigliere Stefano Saglia si è proceduto all'aggiornamento della composizione dei Comitati interni al Consiglio di Amministrazione, anche con riferimento alla designazione del nuovo componente del Comitato per la Remunerazione. Per maggiori dettagli si rimanda ai fatti di rilievo successivi alla chiusura dell'esercizio del Bilancio Consolidato e del Bilancio di esercizio.

Comitati interni al Consiglio di Amministrazione6

Gestione dei rischi

Analizziamo con attenzione tutte le tipologie di rischio e studiamo le azioni "sostenibili" più idonee per contenerne gli eventuali impatti. Lavoriamo a questo scopo con presidi, strumenti e strutture organizzative ad hoc.

La peculiarità e specificità del core business, regolato dalla concessione governativa e dalle disposizioni stabilite dall'ARERA (Autorità per l'Energia Elettrica il Gas e il Sistema Idrico), non espone Terna ai comuni rischi di prezzo e di mercato, se non in misura marginale e limitatamente alle Attività Non Regolate e Internazionali, ma piuttosto ad un rischio regolatorio e normativo, oltre che ai tradizionali rischi operativi resi sempre più stringenti dalla transizione energetica in atto.

Il rischio regolatorio deriva dalla possibile variazione dei parametri che determinano il profilo dei ricavi regolati, soprattutto in occasione della revisione pluriennale del quadro regolatorio. Il rischio normativo è correlato a possibili cambiamenti delle norme italiane ed europee su tematiche ambientali, energetiche, fiscali e sociali (in particolare in tema di lavoro e appalti).

PRESIDIO DEI RISCHI

Il Gruppo Terna | Il contesto energetico | Strategia e business del Gruppo | Performance | Allegati

Dal punto di vista organizzativo, i principali attori della gestione dei rischi sono:

• Comitato Controllo e Rischi, Corporate Governance e Sostenibilità: composto da membri indipendenti del CdA, ha funzioni di supporto al CdA nelle valutazioni e decisioni relative al Sistema di Controllo Interno e di Gestione dei Rischi (SCIGR). È chiamato a verificare l'adeguatezza ed efficacia di tale sistema rispetto alle caratteristiche dell'impresa e al profilo di rischio assunto;
• Chief Risk Officer (CRO): ha il duplice obiettivo di definire le politiche di analisi, gestione e controllo dei rischi aziendali e coordinare tutti i soggetti coinvolti nel SCIGR, per massimizzarne l'efficienza e ridurre le duplicazioni di attività;
• Struttura Tutela Aziendale: garantisce, attraverso il Risk Management in esso collocato, un'efficace supervisione e coordinamento dei diversi presidi di rischio del Gruppo.

Metodologia di gestione

Il Gruppo Terna ha da tempo adottato la metodologia di Enterprise Risk Management (ERM), opportunamente personalizzata sulla propria realtà di Gestore di rete, per l'individuazione, valutazione, controllo e monitoraggio dei rischi aziendali. L'analisi ERM ha permesso di disporre di una mappa dettagliata delle attività aziendali e delle loro inter-relazioni a cui è associato un Catalogo di più di mille rischi operativi di diversa importanza per criticità ed impatto, che rappresenta un patrimonio conoscitivo fondamentale per le analisi di criticità.

In maniera complementare all'adozione di un modello di gestione integrata dei rischi, Terna si è dotata di uno strumento informatico di enterprise Governance, Risk e Compliance (eGRC) che permette di semplificare e classificare le informazioni per avere una rappresentazione omogenea e comparabile dei rischi aziendali nonché un reporting integrato per il Top Management.

I rischi cui è sottoposto il Gruppo Terna sono pertanto raggruppabili in tre macro classificazioni: Governance & Compliance (descritta nel seguito), Operations e Strategy & Financial (dettagliate nel proseguo del documento coerentemente con le corrispondenti attività).

GESTIONE RISCHI GOVERNANCE & COMPLIANCE

Terna, attuando un presidio continuo dei rischi di Governance, Integrità e Compliance e ispirandosi alle best practice in tema di governance e compliance si è dotata:

• Codice Etico;
• Modello di Organizzazione e di Gestione previsto dal D.Lgs. 231 del 2001 e ss.mm.ii.;
• "Regolamento di compliance per la prevenzione dei reati e degli illeciti amministrativi di abuso di mercato" e "Linee Guida Anticorruzione";
• "Global Compliance Program";
• "Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili societari";

• Sistema di Gestione Integrato che definisce i criteri di gestione della Qualità, dell'Ambiente, della Salute e Sicurezza dei Lavoratori, dell'Energia, Anticorruzione, della Sicurezza delle Informazioni, degli Asset, Laboratori di prova Multisito Lavori Sotto Tensione, Centro di taratura;

• Modello di Information Security Governance;
• Modello Privacy conforme al nuovo Regolamento UE n. 2016/679.

Il Gruppo ha inoltre adottato la "Trade Compliance Policy" in materia di commercio estero e si è dotata di una struttura di Fraud Management e conseguentemente di un Modello metodologico antifrode.

Le linee di azione per il contrasto ai fenomeni fraudolenti nascono dal monitoraggio continuo dei processi, al fine di determinarne il grado di esposizione al rischio di frode e i fattori di rischio, e hanno come obiettivo l'adozione di adeguate misure di Governance e controllo sempre più rigorose, quali ad esempio la definizione di nuove regole e procedure interne. Seguendo il principio della sicurezza integrata, la cui attuazione richiede un costante impegno nella individuazione delle potenziali vulnerabilità interne, lo studio e la verifica delle cause e la predisposizione di strumenti idonei per la loro rimozione e prevenzione.

A questo scopo, Terna ha sviluppato un modello metodologico che intercetta le potenziali criticità organizzative e operative fonte di eventi fraudolenti.

Attori della gestione dei rischi

rischi operativi mappati 1.000

Oltre

Modelli di Governance e Compliance

Gestione delle Frodi

La transizione che stiamo vivendo cambierà radicalmente la fisionomia del sistema elettrico. Secondo gli accordi internazionali recepiti dal Piano Nazionale Integrato per l'Energia e il Clima, la quota di consumi complessivi coperti da energia rinnovabile in Italia dovrà crescere fino al 30% entro il 2030. L'International Energy Agency (IEA) ha calcolato che per ogni euro speso in nuova generazione sarà necessario investire più di un euro in infrastrutture e servizi di rete. Come operatori di trasmissione e di sistema, in Italia e al centro dell'Europa, lavoriamo perché questa trasformazione si realizzi, in tutti i suoi aspetti.

15% QUOTA TERNA DEI 96 MLD € DESTINATI ALLO SVILUPPO INDUSTRIA ENERGETICA IN ITALIA

+0,4% DOMANDA DI ENERGIA NEL 2018

Contesto macroeconomico	24
Il settore dell'energia	26
Relazioni europee ed internazionali	32
Quadro regolatorio	34

2 Il contesto energetico

Contesto macroeconomico

A livello globale è proseguita l'espansione economica pur con segnali di rallentamento rispetto al 2017. Nell'eurozona questa tendenza è stata associata all'aumento dei fattori di incertezza generati dalle guerre commerciali, dal Brexit e da motivi geopolitici più specifici.

Nel 2018 l'andamento dell'economia nazionale ha mostrato un progressivo indebolimento, dopo un inizio favorevole propiziato dalle positive condizioni che hanno caratterizzato il 2017.

Moderata espansione a livello globale

Rallentamento del PIL nell'area euro

È proseguita l'espansione economica mondiale, seppure con un modesto rallentamento rispetto al 2017. Nel 2018, però, si è interrotta la fase di sincronicità della crescita. Gli Stati Uniti hanno mostrato un'accelerazione dell'aumento del PIL, sostenuto da misure fiscali espansive, mentre nell'area dell'euro ed in Giappone la crescita del PIL è stata meno dinamica di quanto realizzato nell'anno precedente. L'espansione economica si è indebolita anche nelle economie emergenti, che hanno risentito del rafforzamento del dollaro e delle conseguenti tensioni finanziarie.

Le ultime stime sulla crescita dell'area dell'euro nel 2018 valutano al +1,8% l'aumento del PIL, in rallentamento rispetto alla variazione del +2,4% registrata nel 2017, che rappresenta il valore massimo degli ultimi dieci anni (fonte: comunicato Eurostat del 14 febbraio 2019). Il rallentamento è legato all'aumento dei fattori di incertezza generati dalle guerre commerciali, dal processo di Brexit e da ulteriori e più specifici elementi geo-politici. Nel corso dell'anno non è mutato il tono espansivo della politica monetaria, malgrado la riduzione del volume di acquisti di titoli da parte della BCE.

Nel 2018 l'economia nazionale ha registrato un aumento del PIL in volume dello 0,9%, in rallentamento rispetto al +1,6% realizzato nel 2017 (fonte: ISTAT, marzo 2019). La crescita annua è stata sostenuta dalla domanda interna. L'evoluzione economica nel corso dell'anno ha visto però l'emergere di segnali di affanno che hanno portato, dopo sedici trimestri di crescita continua, ad una condizione di recessione tecnica negli ultimi due trimestri del 2018, nei quali si è registrata una contrazione del Pil. Il raffreddamento del tono congiunturale, da ricondurre almeno parzialmente al venir meno delle condizioni positive del 2017, segue l'ampliarsi di un insieme di fattori di incertezza, di origine interna ed esterna. Questi fattori hanno pesato sul clima di fiducia degli operatori, determinando andamenti particolarmente riflessivi dei consumi finali e degli investimenti.

Indicazioni di debolezza vengono anche dalla produzione industriale, che nel 2018 è cresciuta dell'1,5% rispetto all'anno precedente (+0,8% a parità di giorni lavorativi), pressoché dimezzando la crescita registrata nel 2017. Anche per questa grandezza si rileva che gli ultimi mesi dell'anno hanno visto un progressivo rallentamento dell'attività, con livelli produttivi inferiori a quelli dell'anno precedente diffusi pressoché a tutti i settori.

24 TERNA S.P.A. E GRUPPO TERNA | RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2018

Il Gruppo Terna | Il contesto energetico | Strategia e business del Gruppo | Performance | Allegati

PRODOTTO INTERNO LORDO E PRINCIPALI AGGREGATI ECONOMICI NAZIONALI

Var. % annuali in volume

L'aumento dei fattori di incertezza frena la crescita nel 2018

Il settore dell'energia

La transizione energetica è un processo irreversibile. Con il cambiamento delle tecnologie di generazione e degli stili di consumo, e le direttive internazionali tradotte nella normativa italiana di settore, ci troviamo al centro della profonda trasformazione in corso: sui 96 miliardi di investimenti programmati per lo sviluppo dell'industria energetica in Italia, circa il 15% è rappresentato da investimenti Terna.

Lo Scenario 2019-2023

Per contrastare il riscaldamento globale, gli accordi internazionali su clima ed energia individuano un target di emissioni relativo al contenimento dell'aumento di temperatura entro 2 °C rispetto al livello pre-industriale, e preferibilmente entro 1,5 °C (COP21 - Paris Agreement, 2015).

Lo studio IPCC*, pubblicato il 6 ottobre 2018, ufficializza un surriscaldamento del pianeta già raggiunto nel range di +0,8÷1,2 ºC, con un trend di +0,2 ºC per decade.

SURRISCALDAMENTO CLIMATICO GLOBALE RISPETTO A 1850-1900 (C°) SURRISCALDAMENTO CLIMATICO GLOBALE RISPETTO A 1850-1900 (C°)

• Le emissioni globali di CO2 raggiungono valore netto nullo nel 2055. • Le emissioni di gas serra diversi dalla CO2 si riducono a partire dal 2030. Ipotesi migliorativa: le emissioni globali di CO2 raggiungono valore netto nullo nel 2040 (maggiore probabilità di limitare l'aumento di temperatura a 1,5 °C). Ipotesi peggiorativa: le emissioni di gas serra diversi dalla CO2 non vengono ridotte a partire dal 2030 (minore probabilità di limitare l'aumento di temperatura a 1,5 °C). SCENARIO BASE (A) SCENARIO (B) SCENARIO (C)

Per evitare che il riscaldamento salga al di sopra di 2°C rispetto al livello pre-industriale l'economia globale dovrebbe impegnarsi a tagliare la sua intensità di carbonio del 6,4% ogni anno fino al 2100. Condizione necessaria per il raggiungimento degli obiettivi della COP21 è la decarbonizzazione del settore elettrico e l'accelerazione del decoupling tra crescita economica e consumi energetici.

FLOW CARBON ECONOMY INDEX 2018: LIVELLI DI TRANSIZIONE LOW CARBON ECONOMY INDEX 2018: LIVELLI DI TRANSIZIONE

8.000 * CDN: Contributi determinati a livello nazionale.

6.000

0

8.000 6.000

6.000 4.000 2.000 4.000 2.000 0 4.000 2.000 I consumi di energia primaria mondiale sono in continua crescita; al 2015 la quota FER nei consumi primari è pari al 14% circa, quasi invariata rispetto a 25 anni fa nonostante la crescita delle FER nel settore elettrico.

1990 1995 2000 2005 2010 2015

1990 1995 2000 2005 2010 2015

TOTAL PRIMARY ENERGY SUPPLY* - WORLD FORNITURA TOTALE DI ENERGIA PRIMARIA* A LIVELLO GLOBALE LIVELLI 2015

FORNITURA TOTALE DI ENERGIA PRIMARIA* A LIVELLO GLOBALE

1990 1995 2000 2005 2010 2015

10.000 8.000

0

** Nel grafico, torba e scisto bituminoso sono stati aggregati con il carbone, ove pertinente.

* Esclusi scambi di energia elettrica. * Esclusi scambi di energia elettrica.

* Esclusi scambi di energia elettrica.

21,6

13,7 ** Nel grafico, torba e scisto bituminoso sono stati aggregati con il carbone, ove pertinente. ** Nel grafico, torba e scisto bituminoso sono stati aggregati con il carbone, ove pertinente.

28,1

31,8

** Nel grafico, torba e scisto bituminoso sono stati aggregati con il carbone, ove pertinente.

4,9 Fonte: International Energy Agency 2017.

%

* Esclusi scambi di energia elettrica.

L'orientamento a livello europeo	Development Goals (SDGs) delle Nazioni Unite. • la Direttiva Efficienza 2018/2002; • la Direttiva RES 2018/2001.	Gli orientamenti europei 2018 per l'evoluzione del settore energetico trovano espressione: • negli atti di indirizzo e normativi del Clean Energy Package dell'Unione Europea; • nel Regolamento 2018/1999, che ha stabilito la Governance dell'Unione dell'energia e dell'azione per il clima, in linea con gli Accordi di Parigi del 2015 (COP21) e con i Sustainable Quasi contestualmente, sono state pubblicate due Direttive per le regole e le politiche di settore:
Gli SDGs delle Nazioni Unite	sociale e la protezione dell'ambiente.	Approvati a settembre 2015 dai 193 Stati membri delle Nazioni Unite, i 17 Sustainable Development Goals (SDGs) costituiscono il nucleo centrale dell'Agenda 2030, il piano globale finalizzato a eliminare la povertà e a promuovere la prosperità economica, lo sviluppo
	verso una produzione basata sulle fonti rinnovabili.	Terna svolge un ruolo fondamentale di abilitatore della trasformazione del sistema energetico
	di Sostenibilità.	Per maggiori dettagli sull'impegno di Terna in merito agli SDGs si rimanda al Rapporto
SDGs di riferimento per Terna	loro target, in particolare con i goal 7, 9 e 13.	Le attività e la mission stessa di Terna hanno una coincidenza quasi totale con gli SDGs e i
	Assicurare a tutti l'accesso a sistemi di energia economici, affidabili, sostenibili e moderni.	Costruire una infrastruttura resiliente e promuovere l'innovazione ed una industrializzazione equa, responsabile e sostenibile.	Adottare misure urgenti per combattere il cambiamento climatico e le sue conseguenze.
		In coerenza con tali orientamenti, il Governo italiano ha deliberato a fine 2018 una Proposta di Piano Nazionale Integrato per l'Energia e il Clima (PNIEC) predisposta da tre Ministeri (Sviluppo Economico, Ambiente e Tutela del Territorio e del Mare, Infrastrutture e Trasporti), che

Il documento - trasmesso alla UE ad inizio 2019 e presto in consultazione presso i principali stakeholder - non si discosta particolarmente in termini quantitativi rispetto agli elaborati della precedente SEN (Strategia Energetica Nazionale) ma propone alcuni importanti aggiornamenti degli obiettivi di riferimento ed è saldamente declinato intorno alle 5 dimensioni dell'Unione dell'Energia.

offre un indirizzo fondamentale sulle politiche di sviluppo del Sistema Energetico nazionale.

Delibere

a livello nazionale

PROPOSTA DI PIANO NAZIONALE INTEGRATO ENERGIA CLIMA - PNIEC LE 5 DIMENSIONI

• Per i consumi di energia finale: 116,6 Mtep al 2020 e 103,8 Mtep al 2030. Efficienza energetica

• FER passano dal 18,6% nel 2020 al 30% nel 2030 rispetto a consumi finali lordi di energia. • Per il settore elettrico passano dal 34,1% nel 2017 al 55,4% nel 2030 rispetto ai consumi interni lordi di energia elettrica previsti.
• Meccanismi di aste competitive.
• Promozione dell'autoconsumo e delle comunità dell'energia rinnovabile.
• Piena liberalizzazione del mercato retail.
• Introduzione Capacity Market.
• Sviluppo della rete per favorire l'integrazione di nuove rinnovabili e per la risoluzione delle congestioni.
• Potenziamento degli impianti centralizzati di accumulo, pompaggio e elettrochimico, per 6.000 MW.
• Nel settore industriale riconversione infrastrutture in chiave sostenibile.
• Rafforzamento degli strumenti di contrasto alla povertà energetica.

Per moderare la domanda di energia si renderà necessario un massiccio dispiegamento di misure: la riduzione dei consumi finali prevista si tradurrà in un risparmio cumulato di 51,4 Mtep e uno sviluppo di risorse rinnovabili che consentirà una crescita del contributo delle FER sui consumi finali.

Più sfidanti gli obiettivi per il settore elettrico, che vedrà aumentare la percentuale di rinnovabili sui consumi, passando dal 34,1% del 2017 a 55,4% al 2030, portando la generazione da fonte rinnovabile a 186,8 TWh al 2030, rispetto ai 113,1 TWh registrati nel 2017.

La crescita sostenibile verrà inoltre abilitata tramite lo sviluppo di nuove tecnologie, quali la mobilità elettrica (fino a 6 milioni di veicoli elettrici al 2030, tra ibridi elettrici e elettrici puri) e le applicazioni legate alla climatizzazione che meritano una più capillare diffusione in virtù dei guadagni di efficienza energetica. Infine si conferma una misura grandemente sfidante già adottata nella SEN 2017 per il settore elettrico, relativamente al phase-out dalla generazione nazionale a carbone entro il 2025.

Le misure regolatorie relative alla sicurezza degli approvvigionamenti energetici ed in particolare elettrici, faranno leva sull'introduzione del Capacity Market nonché sull'aggiornamento del Piano di Emergenza per la Sicurezza del Sistema Elettrico (PESSE).

Atteso inoltre il potenziamento degli impianti di stoccaggio (+6.000 MW, al netto degli stoccaggi distribuiti), in particolare pompaggi, nonché l'ulteriore potenziamento delle interconnessioni con l'estero. Rilevanti anche gli investimenti in resilienza, declinati nelle reti di trasmissione in interventi di interconnessione, ovvero gli interventi che contribuiranno all'aumento della capacità delle rete di far fronte ai sempre più frequenti eventi metereologici estremi e alle conseguenti situazioni di emergenza, intensificando il coordinamento a livello europeo, anche in vista delle modifiche strutturali dei sistemi elettrici attualmente in corso in molti Paesi europei, prevalentemente connesse alla progressiva decarbonizzazione e riduzione della capacità di generazione nucleare.

Decarbonizzazione

Mercato interno

Sicurezza energetica

Ricerca, innovazione e competitività

Fabbisogno e produzione di energia elettrica in Italia

Terna monitora l'andamento del fabbisogno nazionale e adotta azioni conseguenti alla piena attuazione delle direttive comunitarie.

ANDAMENTO FABBISOGNO DEGLI ULTIMI 10 ANNI

La domanda di energia elettrica in Italia

Nel 2018 la richiesta di energia elettrica in Italia è stata pari a 321.910* GWh, con una variazione del +0,4% rispetto al 2017, che si era chiuso con un incremento del 2% rispetto all'anno precedente.

BILANCIO DELL'ENERGIA ELETTRICA IN ITALIA (GWh)*	2018**	2017	Δ	Δ%
Produzione netta	280.234	285.265	(5.031)	(1,8)
Ricevuta da fornitori esteri	47.179	42.895	4.284	10,0
Ceduta a clienti esteri	(3.270)	(5.134)	1.864	(36,3)
Destinata ai pompaggi***	(2.233)	(2.478)	245	(9,9)
Richiesta totale Italia	321.910	320.548	1.362	0,4

* Non include il fabbisogno di energia connessa ai servizi ausiliari all'attività di produzione elettrica.

** Dati provvisori

*** Energia elettrica impiegata per il sollevamento di acqua a mezzo pompe, al solo scopo di essere utilizzata successivamente per la produzione di energia elettrica.

L'andamento mensile del fabbisogno di energia elettrica in Italia nel 2018*, rispetto al dato dello scorso esercizio, evidenzia un fabbisogno lievemente in rialzo nella maggior parte dei mesi dell'anno.

FABBISOGNO MENSILE DI ENERGIA ELETTRICA IN ITALIA (2018* vs. 2017) FABBISOGNO MENSILE DI ENERGIA ELETTRICA IN ITALIA (2018* VS. 2017)

* Dati provvisori.

* dati provvisori

2017

Copertura del fabbisogno e produzione di energia

ANDAMENTO DELLE FONTI DI PRODUZIONE IN RAPPORTO AL FABBISOGNO 7

2018*

ANDAMENTO DELLE FONTI DI PRODUZIONE IN RAPPORTO AL FABBISOGNO 7

Nel 2018 circa il 35% del fabbisogno totale di energia è stato coperto da fonti rinnovabili, in aumento rispetto al 32% del 2017.

Tale risultato è da attribuirsi principalmente alla forte ripresa della produzione idrica (+31% vs. 2017) che compensa la lieve contrazione delle altre fonti rinnovabili.

ANDAMENTO DELLE FONTI DI PRODUZIONE IN RAPPORTO AL FABBISOGNO 7

8,2 6,2 2018* 280,234 TWh Nei due grafici a fianco viene evidenziato l'andamento della produzione rinnovabile in Italia negli ultimi 10 anni con confronto, nello stesso arco temporale, dell'andamento della Produzione Termica.

8,4 6,2 2,0 13,2

6,2

6,2

6,3 2,0 17,6

2,0

59,7

PRODUZIONE NETTA DI ENERGIA ELETTRICA PER TIPO DI FONTE

64,0

2017 285,265 TWh

8,4 6,2 2,0 13,2

6,2

■ Produzione eolica netta ■ Produzione fotovoltaica netta ■ Produzione biomasse netta ■ Produzione geotermica netta ■ Produzione idrica netta ■ Produzione termica netta * dati provvisori

PRODUZIONE NETTA DI ENERGIA ELETTRICA PER TIPO DI FONTE

■ Produzione eolica netta ■ Produzione fotovoltaica netta ■ Produzione biomasse netta ■ Produzione geotermica netta ■ Produzione idrica netta ■ Produzione termica netta * dati provvisori

PRODUZIONE NETTA DI ENERGIA ELETTRICA PER TIPO DI FONTE

Come rappresentato, ad un progressivo aumento della produzione da Fonte Rinnovabile è corrisposta una speculare riduzione di produzione da Fonte Termica. 8,2 6,3 8,4 6,2

6,2

2,0

Questo a dimostrazione dell'impegno del nostro Paese nel rispetto delle direttive della Comunità Europea che imponeva, entro il 2020, una copertura del Fabbisogno da Fonte Rinnovabile superiore al 27%. Obiettivo raggiunto, mantenuto e migliorato dall'Italia già dal 2012. 59,7 17,6 64,0 13,2 % %

■ Produzione eolica netta

DI ENERGIA ELETTRICA PER TIPO DI FONTE

• Produzione fotovoltaica netta
• Produzione biomasse netta
• Produzione geotermica netta
• Produzione idrica netta
• Produzione termica netta
• * dati provvisori

⁷ Le percentuali indicate nei due grafici posti a raffronto si riferiscono alla quota di fabbisogno coperto da fonte rinnovabile (grafico blu) e da fonte termica (grafico arancione).

Relazioni europee ed internazionali

Abbiamo un ruolo strategico nell'integrazione delle principali reti elettriche d'Europa: il nostro obiettivo è un sistema continentale sempre più sicuro ed efficiente, al servizio dei cittadini e delle imprese. Come primo operatore di rete indipendente in Europa partecipiamo alle attività delle associazioni europee, nazionali e di settore.

Le opportunità di relazione e confronto derivano dalla presenza di Terna nelle principali associazioni di settore a livello europeo e internazionale e in quelle di riferimento sui temi di sostenibilità.

Stakeholder CONTESTO EUROPEO

ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Energy)

EASE (European Association for Storage of Energy)

RGI (Renewables Grid Initiative)

È la Rete europea dei 43 gestori di rete di trasmissione impegnata nel processo di integrazione dei mercati dell'energia elettrica nazionali, nel coordinamento del funzionamento in sicurezza dei sistemi elettrici interconnessi e dello sviluppo delle reti elettriche di trasmissione in attuazione del Terzo Pacchetto Energia dell'UE. I suoi principali obiettivi riguardano l'elaborazione dei codici di rete europei, l'assicurazione di uno sviluppo coordinato della rete elettrica a livello europeo attraverso la redazione del Piano di Sviluppo della rete elettrica europea (TYNDP) e dei relativi scenari di riferimento, e l'elaborazione il Piano di ricerca, sviluppo e innovazione a livello europeo.

È l'Associazione europea che si occupa di promuovere la ricerca e sviluppo industriale nel campo delle applicazioni dei sistemi di accumulo dell'energia elettrica e di promuovere l'utilizzo di questa tecnologia per la transizione verso un sistema energetico continentale stabile, flessibile, eco-sostenibile e meno costoso. EASE è impegnata nello sviluppo di una piattaforma europea per lo scambio d'informazioni nell'ambito dell'energy storage.

L'Associazione, composta da 9 Gestori di rete di trasmissione europei e da 8 ONG del settore ambientale, ha l'obiettivo di favorire, attraverso lo sviluppo delle reti elettriche, l'integrazione delle fonti di energia rinnovabili. RGI è impegnata nella promozione di una pianificazione strategica e partecipata nella costruzione di nuove linee elettriche, attraverso una piattaforma d'incontro tra le ONG ambientali ed i Gestori di rete di trasmissione europei.

Nel corso dell'anno, a livello bilaterale, Terna ha avviato una serie di contatti con i vertici degli operatori di sistema europei e non, al fine di rafforzare gli accordi di cooperazione nelle aree di interesse comune, in particolare nei settori di:

• innovazione tecnologica
• sviluppo della rete
• esercizio del sistema elettrico.

Bruxelles

Da luglio 2018 è operativo l'Ufficio di Bruxelles di Terna, nato per rafforzare il collegamento anche tecnico con le Istituzioni Europee e per valorizzare il contributo tecnico di Terna sulle tematiche europee nelle prospettive di attuazione della normativa europea di riforma del settore elettrico (c.d Clean Energy Package) a supporto della transizione energetica.

Il Gruppo Terna | Il contesto energetico | Strategia e business del Gruppo | Performance | Allegati

CONTESTO INTERNAZIONALE Stakeholder

È l'Associazione internazionale no-profit nel settore della ricerca delle reti ad Alta Tensione. Sono 58 i paesi membri dell'associazione, a Terna è attualmente affidata la Presidenza e la Vice Presidenza del Comitato Italiano.

È l'Associazione internazionale che riunisce i 19 maggiori operatori di rete al mondo, al fine di condividere buone prassi sulla gestione delle reti di trasmissione dell'energia elettrica. Terna presiede il Gruppo "Affidabilità e sicurezza" che si occupa di resilienza del sistema elettrico.

È l'Associazione degli operatori dei sistemi di trasmissione (TSO) di 19 paesi del Mediterraneo, creata con l'obiettivo di promuovere l'armonizzazione dei piani di sviluppo e la gestione coordinata delle reti di trasmissione dell'energia elettrica, nonché di favorire la realizzazione di un quadro normativo e regolatorio che faciliti lo sviluppo dei progetti di interconnessione e rafforzi gli scambi di energia elettrica tra i sistemi elettrici del Mediterraneo. Terna ospita a Roma la sede legale ed operativa dell'Associazione, ne esprime il Segretario Generale e ne presiede il Comitato Tecnico "Planning", che si occupa di definire i criteri di pianificazione della rete elettrica mediterranea.

Sono associazioni il cui obiettivo è la promozione delle energie rinnovabili e dell'efficienza energetica nel Sud del Mediterraneo e nell'Africa subsahariana, facilitando lo sviluppo di progetti in tali settori per soddisfare i bisogni energetici locali.

È il Comitato nazionale che aderisce al WEC, organizzazione internazionale che riunisce operatori di oltre 90 paesi ed avente l'obiettivo di promuovere un sistema di energia sostenibile a livello mondiale.

Nel corso del 2018 Terna, oltre ad aver consolidato la propria presenza nelle associazioni di settore presidiate, ha attivamente partecipato, nel mese di ottobre, all'organizzazione della World Energy Week a Milano, dove si sono incontrati i massimi esperti di energia a livello mondiale per discutere della transazione energetica in atto.

Inoltre, in sinergia con tale evento, Terna ha ospitato l'incontro dei CEO dei 19 maggiori operatori di sistemi elettrici al mondo riuniti nell'associazione GO15, che hanno discusso di temi quali l'importanza di avere infrastrutture elettriche sempre più resilienti e sostenibili, quali fattori abilitanti della transizione energetica.

L'azienda ha continuato a partecipare anche alle attività di organizzazioni dal più ampio respiro tematico (quali Diplomatia, Council on Foreign Relations etc.), così da monitorare i contesti sociopolitici ed economici in cui sviluppare o consolidare il proprio business, focalizzando la propria attenzione su regioni quali America Latina e bacino del Mediterraneo. In particolare, in America Latina nel 2018 Terna è entrata a far parte del CIER (Comision de Integracion Energetica Regional), organismo regionale, partecipato da aziende del settore energetico ed istituzioni locali, che persegue l'obiettivo dell'integrazione energetica a livello regionale mediante la cooperazione tra i suoi membri.

CIGRE (Conseil International des Grands Réseaux Electriques)

GO15 (Reliable and Sustainable Power Grids)

Med-TSO (Mediterranean Transmission System Operators)

RES4MED&AFRICA (Renewable Energy Solutions for the Mediterranean & Africa)

WEC Italia (World Energy Council/ Comitato operativo Italia)

Quadro regolatorio

Operiamo in un regime di monopolio naturale e all'interno di un mercato regolato dall'Autorità di Regolazione per Energia, Reti e Ambiente (ARERA).

I ricavi regolati, che rappresentano circa l'86% dei ricavi totali del Gruppo, derivano in massima parte dalle attività di trasmissione e di dispacciamento, soggette a regolamentazione da parte dell'Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA).

Con le Delibere n. 653/2015/R/eel, n. 654/2015/R/eel e n. 658/2015/R/eel, l'ARERA ha stabilito la regolazione tariffaria per l'erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione, misura e dispacciamento dell'energia elettrica e la regolazione della qualità del servizio di trasmissione per il periodo di regolazione 2016 - 2023 (quinto periodo regolatorio); tale periodo è suddiviso in due semi-periodi: NPR1 (2016-2019) e NPR2 (2020-2023).

Per il primo quadriennio è prevista una sostanziale continuità con il passato, con alcuni elementi di novità e, da un punto di vista più generale, un maggiore orientamento verso logiche di regolazione di tipo output-based. Per il secondo quadriennio l'ARERA ha invece prospettato l'adozione di un nuovo approccio metodologico per la regolazione del servizio di trasmissione, caratterizzato da logiche di riconoscimento dei costi in funzione della spesa complessiva sostenuta (costi di esercizio/operativi e costi di investimento), anche denominato "approccio TOTEX" (Total Expenditure). Successivamente, nel documento di consultazione n. 683/2017/R/eel contenente i primi orientamenti per l'introduzione di schemi di regolazione incentivante fondati sul controllo complessivo della spesa, l'ARERA ha indicato un tempo di 30 mesi fra la decisione di adottare la metodologia Totex e la sua effettiva implementazione. Atteso che alla data di pubblicazione del presente documento la decisione di adottare effettivamente tale metodologia non è ancora stata deliberata, appare improbabile che l'approccio Totex possa decorrere prima del 2022.

Con la Delibera n. 583/2015/R/com, l'ARERA ha stabilito inoltre per un periodo di sei anni (2016-2021) le modalità di determinazione e aggiornamento del tasso di remunerazione del capitale investito riconosciuto, denominato Weighted Average Cost of Capital (WACC) per i servizi infrastrutturali regolati dei settori elettrico e gas, prevedendo un meccanismo di aggiornamento a metà periodo che ha consentito - con la Delibera n. 639/2018/R/COM - un aggiustamento della remunerazione in modo prevedibile e trasparente in funzione dell'andamento congiunturale. Il WACC definito per il periodo 2019-2021 è pari al 5,6% e rappresenta un elemento fondamentale a garanzia della stabilità della remunerazione, fattore fondamentale per permettere a Terna il completamento dell'imponente programma di investimento necessario a fronteggiare le sfide della transizione energetica.

Si riportano di seguito alcuni elementi caratterizzanti la regolazione nel NPR1, con riferimento alla remunerazione dei servizi di trasmissione e di dispacciamento.

I ricavi regolati rappresentano circa l'86% dei ricavi totali del Gruppo.

Il Gruppo Terna | Il contesto energetico | Strategia e business del Gruppo | Performance | Allegati

I ricavi di trasmissione rappresentano la porzione più significativa dei ricavi regolati e derivano dall'applicazione del corrispettivo di trasmissione (CTR), fatturato da Terna ai distributori connessi alla Rete di Trasmissione Nazionale. Tale corrispettivo remunera l'attività di trasmissione di tutti i titolari di porzioni della RTN, inclusi i soggetti titolari di porzioni residuali di rete (esterni al Gruppo Terna), e presenta un'articolazione binomia: componente in potenza (pari al 90% dei ricavi, espressa in cent.€/kW/anno) e componente in energia (pari al 10% dei ricavi, espressa in cent.€/kWh).

I ricavi di trasmissione rappresentano la porzione più significativa dei ricavi regolati

Il corrispettivo per il servizio di dispacciamento (DIS) è finalizzato a remunerare Terna per le attività connesse al servizio di dispacciamento ed è fatturato da Terna agli utenti del dispacciamento in prelievo in proporzione alle rispettive quantità di energia dispacciata.

I costi riconosciuti che concorrono alla determinazione delle componenti CTR e del corrispettivo DIS possono essere ricondotti a tre principali categorie, come di seguito sintetizzato.

LE TRE PRINCIPALI TIPOLOGIE DI COSTI RICONOSCIUTI

Prodotto tra la "Regulated Asset Base" (RAB) ed il "Weighted Average Cost of Capital" (WACC). La RAB rappresenta il capitale investito regolatorio, è rivalutata annualmente in base al dato Istat sulla variazione del deflatore degli investimenti fissi lordi ed è aggiornata sulla base della dinamica di investimenti e dismissioni. Il WACC8 rappresenta il costo medio ponderato del capitale di rischio e del capitale di debito.

Le modalità di determinazione ed aggiornamento del WACC sono stabilite con apposita delibera da parte dell'Autorità.

Gli ammortamenti riconosciuti (funzione della vita utile regolatoria degli asset) sono rivalutati annualmente in base alla variazione del deflatore degli investimenti fissi lordi.

I costi operativi riconosciuti sono determinati dall'Autorità all'inizio del periodo regolatorio, sulla base dei costi operativi rilevati nell'anno di riferimento (che per il NPR1 è stato il 2014) e maggiorati delle quote residue delle extra-efficienze realizzate nei due periodi regolatori precedenti.

Il valore ottenuto è rivalutato annualmente sulla base dell'inflazione e decurtato di un fattore percentuale volto a completare nel tempo il trasferimento agli utenti finali delle extra-efficienze realizzate.

1. Remunerazione del capitale (RAB)

2. Ammortamenti

3. Costi operativi

⁸ Il WACC regolatorio, reale pre-tasse, per il servizio di trasmissione era pari al 5,3% per il periodo 2016-2018 ed è fissato al 5,6% per il periodo 2019-2021.

Con i nostri progetti e una massiccia dose di investimenti in infrastrutture di rete stiamo gettando le basi per favorire e sostenere la transizione energetica in atto con un sistema elettrico adeguato, sicuro ed efficiente che abiliti sempre più fonti rinnovabili. Grazie alle competenze uniche delle nostre persone, al confronto costante con i territori e all'innovazione nelle soluzioni adottate, contribuiamo alla crescita e allo sviluppo dei progetti sostenibili per il Paese.

INVESTIMENTI COMPLESSIVI QUINQUENNIO 2019-2023 6,8 mld €

1.989,6 RICAVI 2018 REGOLATO ITALIA mln € 3

Piano Strategico	38
Regolato Italia	42
Non Regolato	66
Internazionale	78
Persone	82
Territorio	88
Innovazione	90
Risorse finanziarie	94

3 Strategia e business del Gruppo

Piano Strategico 2019-2023

Esercitare un ruolo guida per una transizione energetica sostenibile, facendo leva su innovazione, competenze e tecnologie distintive a beneficio di tutti gli stakeholder: questa la missione definita nel nuovo piano strategico Grids and Values 2019-2023.

Il settore elettrico sta evolvendo rapidamente per effetto della profonda transizione in corso tesa al conseguimento di obiettivi sfidanti legati a sostenibilità, competitività e sicurezza. In particolare, il previsto incremento dei consumi globali di energia elettrica, in un contesto di progressiva decarbonizzazione, implicherà una forte crescita delle fonti rinnovabili con conseguenti criticità per l'integrazione nel sistema elettrico. Il perseguimento della sicurezza energetica attraverso il potenziamento delle interconnessioni, l'incremento della resilienza delle Reti e infine una maggiore competitività del mercato saranno i fattori determinanti nella gestione della complessità degli scambi tra TSO e altri soggetti operanti sul sistema.

In questo contesto Terna ha rilanciato la strategia del Piano 2018-2022 attraverso una ulteriore accelerazione degli investimenti infrastrutturali per far fronte alle nuove esigenze del sistema elettrico, in una logica integrata dei valori di sostenibilità, dialogo con le comunità, sviluppo delle competenze e promozione dell'innovazione.

Sono state, pertanto, rafforzate le linee strategiche delle diverse aree del Gruppo:

• Regolato Italia: massima priorità a tutte le attività che consentano al Paese di far fronte alle sfide energetiche in modo sicuro, efficiente, sostenibile attraverso la valorizzazione delle specificità del territorio;
• Non Regolato: promozione di nuovi servizi a supporto della transizione energetica, cogliendo opportunità aggiuntive alle attività core da perseguire in coerenza con la mission di Terna e se distintive e/o ad alto valore aggiunto;
• Internazionale: valorizzazione delle competenze core di TSO sviluppate in Italia attraverso le opportunità di crescita all'estero.

Fattori abilitanti di questa strategia saranno gli investimenti in innovazione e soluzioni digitali necessari a favorire la gestione proattiva del sistema. Sarà inoltre posta attenzione allo sviluppo e l'insourcing di competenze strategiche per far fronte a volumi e complessità progettuali crescenti.

Le linee guida individuate per le diverse aree strategiche del Gruppo sono state declinate in opportune azioni prioritarie da perseguire nell'arco di Piano.

Con riferimento al Regolato Italia, il sistema richiede una ulteriore accelerazione degli investimenti che saranno realizzati per rispondere alle crescenti necessità del sistema, con focus sulla massimizzazione dell'utilità e della sostenibilità per il lungo periodo. Dovrà inoltre essere rafforzato il ruolo di operatore di sistema proattivo nella definizione dell'assetto di rete e nella gestione digitale degli asset, integrando le competenze distintive di Terna con le esperienze dei mercati più evoluti.

Il Non Regolato dovrà essere orientato al supporto della transizione energetica, in particolare le attività di energy solution provider saranno volte a sviluppare un portafoglio di soluzioni per le imprese nei settori dell'efficienza energetica e delle infrastrutture di rete, cogliendo le opportunità di mercato a valore aggiunto per i clienti tradizionali e rinnovabili.

Il business della connectivity continuerà ad essere indirizzato al perseguimento di opportunità basate sulla valorizzazione delle infrastrutture del Gruppo.

Le Attività all'Estero saranno focalizzate sull'execution dei progetti in corso e sulla gestione dei progetti in operation, sfruttando le competenze distintive del Gruppo facendo leva sul nuovo assetto organizzativo. Tra le azioni prioritarie, maggior rilievo sarà assunto dalla selezione di opportunità di crescita internazionale con alto contenuto tecnologico (core per Terna) e con eventuali accordi/ partnership anche in ottica di gestione di portafoglio con basso assorbimento di capitali.

Il mantenimento di una struttura del capitale solida grazie alla robusta generazione di cassa contribuirà, infine, a sostenere un'attrattiva politica dei dividendi.

	PPL 2019-2023	PPL 2018-2022
Capex Nette	~ 6,2 mld €	~ 5,3 mld €	Regolato Italia
RAB (fine piano)	~ 18,5 mld €	~ 17,5 mld €
CAGR RAB1	> 4%	> 3%
EBITDA	> 400 mln €	~ 350 mln €	Non Regolato
Capex	> 300 mln €	~ 300 mln €	Internazionale
EBITDA2	150 mln €	~ 150 mln €
Capex3	~ 700 mln €	~ 600 mln €	Digitalizzazione e Innovazione
CAGR EBITDA	> 4%	> 3%	Efficienza e
CAGR EPS	> 3%	~ 3%	Creazione di Valore

1. RAB Calendaria inclusi Lavori In Corso.

2. Include proventi finanziari progetto Uruguay.

3. Già inclusi nel piano investimenti Regolato Italia.

Prevedibile evoluzione della gestione

Come descritto nei precedenti paragrafi il settore elettrico sta evolvendo rapidamente per effetto della transizione energetica in corso, che impone il conseguimento di obiettivi sfidanti legati a sostenibilità, competitività e sicurezza. In particolare, il previsto incremento dei consumi globali di energia elettrica, in un contesto di progressiva decarbonizzazione, implicherà una forte crescita delle fonti rinnovabili con conseguenti criticità per l'integrazione nel sistema elettrico. Il perseguimento della sicurezza energetica attraverso il potenziamento delle interconnessioni, l'incremento della resilienza delle Reti e infine una maggiore competitività del mercato saranno i fattori determinanti nella gestione della complessità degli scambi tra TSO e altri soggetti operanti sul sistema.

Con riferimento all'esercizio 2019, il Gruppo sarà quindi impegnato nella realizzazione di quanto previsto nel Piano Strategico 2019-2023. Con specifico riferimento ai 6,8 miliardi di investimenti complessivi previsti nei prossimi 5 anni, per il 2019 ne sono programmati circa 1,2 miliardi di euro.

Tra le principali infrastrutture elettriche in corso di realizzazione figurano le interconnessioni con il Montenegro e la Francia, le cui entrate in esercizio sono previste rispettivamente nel 2019 e nel 2020, nonché l'avvio dei lavori del nuovo progetto SA.CO.I.3 (rafforzamento del collegamento tra Sardegna, Corsica e Penisola Italiana). Inoltre, tra i principali progetti per accrescere la capacità di scambio fra le diverse zone del mercato elettrico italiano, si segnalano gli elettrodotti Colunga-Calenzano e Gissi-Foggia, mentre gli interventi di razionalizzazione delle reti elettriche nelle aree metropolitane riguarderanno le città di Milano, Roma, Napoli e Palermo e prevedranno prevalentemente il rinnovo delle attuali infrastrutture con nuovi collegamenti tecnologicamente più avanzati e in linea con i migliori standard in termini di sostenibilità ambientale.

Con riferimento al Non Regolato, in continuità con gli anni scorsi, il Gruppo sarà orientato al supporto della transizione energetica grazie a servizi innovativi. Nello specifico, Terna consoliderà il suo ruolo di Energy Solution Provider, sviluppando servizi ad alto valore aggiunto per le imprese e cogliendo le opportunità di mercato per i clienti tradizionali e rinnovabili, anche nel settore delle TLC, dove verranno perseguite opportunità in ambito connectivity basate sulla valorizzazione delle proprie infrastrutture in fibra spenta.

Per quanto riguarda l'Internazionale, nel corso del 2019, le attività del Gruppo saranno focalizzate al completamento dei progetti in Brasile. Proseguiranno le attività in Uruguay e Perù.

Al fine di sostenere quanto sopra descritto, cruciale sarà il contributo degli investimenti in innovazione e soluzioni digitali al fine di gestire l'incremento della complessità del sistema. Sarà inoltre posta attenzione allo sviluppo e all'insourcing di competenze strategiche, al rafforzamento delle strutture, nonché al consolidamento delle competenze di project execution e project control.

Il Piano dovrà garantire sostenibilità e rispetto degli ESG, garantendo la minimizzazione dell'impatto ambientale, il coinvolgimento degli stakeholder territoriali e il rispetto dei principi di integrità, responsabilità e trasparenza su cui da sempre si basa la gestione del business di Terna.

Gli obiettivi sopra richiamati saranno perseguiti mantenendo l'impegno alla massimizzazione della generazione di cassa necessaria ad assicurare una sana ed equilibrata struttura finanziaria.

Regolato Italia

Gestiamo le attività di pianificazione, sviluppo e manutenzione della rete, mettendo insieme competenze, tecnologia e innovazione (transmission operator). Siamo responsabili della trasmissione e del dispacciamento dell'elettricità in Italia (system operator) con l'obiettivo di assicurare l'energia elettrica a tutti, ai massimi livelli di qualità e al minimo costo.

3,5%

Costo del servizio di trasmissione sulla bolletta elettrica (tra i più bassi della media europea)

Il ruolo di Terna nella filiera del sistema elettrico italiano

La filiera del sistema elettrico nazionale si compone di quattro segmenti: produzione, trasmissione, distribuzione e vendita di energia elettrica.

Le principali attività regolate del Gruppo Terna sono la trasmissione ed il dispacciamento dell'energia elettrica in Italia.

Terna svolge tali attività nel proprio ruolo di TSO (Transmission System Operator) e ISO (Indipendent System Operator) italiano, in regime di monopolio e sulla base di concessione governativa.

LA FILIERA DEL SISTEMA ELETTRICO NAZIONALE LA FILIERA DEL SISTEMA ELETTRICO NAZIONALE

Trasmissione dell'energia elettrica

La pianificazione degli interventi di sviluppo della Rete Elettrica Nazionale, le attività di realizzazione delle opere e di manutenzione delle infrastrutture elettriche sono i tre ambiti nei quali si articola il processo operativo dell'Attività Regolata di Trasmissione dell'energia elettrica. TRASMISSIONE ENERGIA ELETTRICA

TRASMISSIONE DISPACCIAMENTO Tale processo è caratterizzato in ogni sua fase da un approccio di sostenibilità che si concretizza in una trasparente gestione del capitale relazionale di Terna attraverso il coinvolgimento di tutti gli stakeholder interessati dagli interventi di sviluppo del Gruppo, nell'ottica di una sempre maggiore sensibilizzazione sull'importanza della realizzazione e gestione di tali infrastrutture elettriche.

CABINE PRIMARIE (AT/MT) CABINE SECONDARIE (MT/BT) TRASFORMATORI PERDITE DI SISTEMA Il Risk Management pervade ogni fase del processo operativo dell'Attività Regolata di Trasmissione. In particolare, a ciascun rischio identificato dalla metodologia ERM adottata dal Gruppo viene attribuito un livello di importanza e, per quelli il cui livello è risultato superiore alla soglia di accettazione scelta (Risk Appetite), vengono individuate le possibili azioni di mitigazione e stimati i tempi di attuazione.

AGRICOLTURA TERZIARIO DOMESTICO INDUSTRIA

3,5% INCIDENZA SULLA BOLLETTA ELETTRICA

UTENZE

DISTRIBUZIONE

PRODUZIONE

Flussi di dati Flussi di energia

GENERAZIONE DISTRIBUITA

1.089 km

LINEE ELETTRICHE RIMOSSE DAL 2010

Il dato 2016 è eccezionale per la demolizione di oltre 200 km di linee elettriche obsolete in Valtellina, a seguito di interventi di sviluppo. Al netto di questa rimozione, le demolizioni risultano pari a circa 87 km, in linea con gli anni precedenti (circa 100 km/anno).

Integrazione con l'ambiente

Di seguito si illustrano i principali interventi di mitigazione degli impatti ambientali di Terna.

• Razionalizzazioni: sono interventi complessi che coinvolgono più elementi di rete, realizzati sostituendo alcuni impianti con altri di caratteristiche superiori, eliminando le parti di rete con un'utilità divenuta trascurabile a seguito di nuove realizzazioni o inserendo nuovi elementi di rete per evitare il potenziamento degli elettrodotti giunti a saturazione. La rimozione fisica delle linee obsolete costituisce uno dei più importanti effetti positivi sull'ambiente dell'attività di Terna: nel 2018 sono stati demoliti 87 km di linee, portando a 1.089 i chilometri di linee rimosse dal 2010. Le demolizioni sono definite come linee aeree fisicamente eliminate (o sostituite da linee in cavo) e non comprendono i casi di linee declassate o potenziate.
• Scelta di sostegni a ridotto impatto visivo: Terna utilizza sempre più spesso i nuovi sostegni monostelo a basso impatto ambientale (con un ingombro al suolo di 10 mq contro i 150 mq dei tradizionali tralicci tronco-piramidali); altre misure di mitigazione dell'impatto visivo consistono nella verniciatura mimetica dei sostegni e nell'utilizzo di isolatori colorati

che consentono un migliore inserimento paesaggistico della nuova linee.

• Utilizzo di cavi interrati: può eliminare o ridurre l'impatto visivo tipico dei tratti aerei delle linee. Infatti oltre il 60% delle nuove linee elettriche che entreranno in esercizio nell'arco del nuovo Piano sarà "invisibile", perchè realizzate in cavo terrestre o sottomarino.
• Mascheramento stazioni: ricorso a tecniche di ingegneria naturalistica, alla ricostruzione di habitat e alla stabilizzazione di versanti o scarpate.

Le stazioni elettriche sono rilevanti sotto il profilo ambientale anche perché ad esse è riferibile la principale fonte di emissioni dirette di gas serra del Gruppo, costituita dalle perdite di SF6 (esafluoruro di zolfo), un gas utilizzato come mezzo di isolamento all'interno di alcune apparecchiature elettriche (interruttori, trasformatori di corrente e impianti blindati). Nel 2018 la percentuale di perdite, in rapporto alle consistenze di gas installato, è pari a 0,38%.

Le emissioni dirette di CO2 equivalenti del Gruppo si sono conseguentemente ridotte.

EMISSIONI TOTALI DIRETTE E INDIRETTE DI GAS A EFFETTO SERRA - 9 TONNELLATE EQUIVALENTI DI CO2	2018	2017	2016
Emissioni dirette
Totale emissioni dirette	62.999,2	75. 792,9	61.991,7
di cui: Perdite di SF6	54.846,1	67.371,4	54.101,9
Emissioni indirette
Energia elettrica10	64.050,5	72.489,3	74.715,5

⁹ La conversione dei consumi diretti di energia e delle perdite di esafloruro di zolfo (SF6 ) e di gas refrigeranti in emissioni di CO2 equivalenti quest'anno avviene utilizzando i parametri indicati dall'IPCC Fifth Assessment Report (AR5) e il Greenhouse Gas Protocol (GHG) Initiative.

¹⁰ Per i consumi indiretti di energia elettrica la conversione è effettuata tenendo conto del peso della produzione termoelettrica sul totale della produzione elettrica italiana per il 2018. Il riferimento per la ripartizione del mix produttivo è il "Rapporto mensile sul sistema elettrico" consuntivo dicembre 2018 disponibile sul sito www.terna.it.

INTENSITÀ CARBONICA TONNELLATE EQUIVALENTI DI CO2 / RICAVI (MILIONI DI EURO)	2018	2017	2016
Emissioni totali (dirette e indirette)	127.049,7	148.282,2	136.707,1
Emissioni totali in rapporto ai ricavi	57,8	66,0	65,9

Esaurito il normale ciclo di vita, i materiali che compongono le infrastrutture elettriche sono recuperati per essere destinati al riciclo produttivo; solo una parte residuale viene conferita a discarica e comporta pertanto un impatto ambientale.

La percentuale di rifiuti recuperati si è attestata all'87% nel 2018 (87% nel 2017 e 93% nel 2016). L'effettivo recupero è condizionato dai materiali che compongono i rifiuti: alcuni di essi possono essere facilmente separati e conseguentemente riutilizzati (ad esempio parti di tralicci in ferro); in alcuni casi, invece, non è possibile o è troppo costoso separare le parti, in particolare per le apparecchiature più obsolete. Per questi motivi le variazioni annuali nella percentuale di rifiuti riciclati non devono essere interpretate come significative di una tendenza.

GESTONE RISCHI OPERATIONS

Terna si è dotata di un Osservatorio dei Rischi con l'obiettivo di garantire la corretta applicazione delle politiche di Corporate Governance aziendale, la gestione dei flussi informativi verso il CRO ed il monitoraggio delle criticità ambientali, sociali, politiche, autorizzative, realizzative e giudiziarie connesse alle opere pianificate, in realizzazione e in esercizio del Gruppo Terna, provvedendo, altresì, alla tempestiva informazione del Vertice aziendale. L'Osservatorio Rischi è un presidio finalizzato al monitoraggio del territorio su cui l'opera si insedia, e rappresenta il canale attraverso cui vengono convogliate e intercettate in maniera preventiva le criticità o, in caso di eventi occorsi, individuate le più corrette ed idonee azioni di mitigazione. Tali azioni sono condivise nell'ambito del Comitato Territorio & Autorizzazioni, che si riunisce almeno una volta al mese ed è composto dai responsabili delle strutture di primo livello coinvolte nell'intero ciclo di vita di un intervento (dalla pianificazione all'esercizio).

Criticità ambientali, sociali e politiche

Il Piano di Sviluppo 2019

INVESTIMENTI

• Maggiore capacità di scambio complessiva con l'estero.
• Riduzione delle congestioni.
• Diminuzione delle perdite di energia.
• Riduzione emissioni CO2 per effetto del mix produttivo e delle minori perdite di rete.

DRIVER

DE-CARBONISATION

DIRETTRICI DI INTERVENTO

• 1. La transizione del sistema elettrico verso la completa de-carbonizzazione richiede di attivare tutte le leve necessarie per la piena integrazione degli impianti di produzione da fonte rinnovabile per la riduzione delle emissioni in un'ottica di lungo periodo, garantendo la sicurezza del Sistema.
• 1. La struttura e il mix del parco di generazione europeo in generale e italiano in particolare sono in fase di profonda trasformazione, parallelamente allo sviluppo della rete ed in linea con le nuove Direttive Europee inerenti il Market Design; la declinazione anche a livello nazionale di nuovi meccanismi (in particolare Capacity Market e riforma MSD) incideranno profondamente sulla evoluzione del sistema elettrico.
• 1. La sicurezza della catena di fornitura garantisce la sicurezza del sistema elettrico nazionale e nel contempo crea un sistema sempre più resiliente e in grado di far fronte ad eventi critici esterni al sistema stesso.
• 1. Il quarto driver è inteso come la capacità di concepire, progettare e realizzare sulla base di stringenti analisi in grado di massimizzare i benefici ambientali insieme ai benefici economici.

In relazione all'esigenza di decarbonizzazione, in linea con il D.Lgs 93/11 e la Delibera n. 627/16 e s.m.i.11, Terna inserisce nel Piano di Sviluppo Nazionale un'apposita sezione in cui vengono definiti gli interventi necessari per il pieno utilizzo dell'energia proveniente dalla produzione di impianti da fonti rinnovabili.

Le analisi di rete condotte al fine di favorire l'utilizzo e lo sviluppo della produzione da fonte rinnovabile hanno portato a individuare interventi sia sulla rete di trasmissione primaria 380-220 kV, sia sulla rete in Alta Tensione 150-132 kV.

¹¹ Delibera 627/2016/R/eel e s.m.i.- Disposizioni per la consultazione del Piano decennale di sviluppo della Rete di Trasmissione Nazionale dell'energia elettrica e approvazione di requisiti minimi del Piano per le valutazioni di competenza dell'Autorità.

Il processo di pianificazione della rete elettrica nazionale

L'analisi dello stato della rete (flussi di energia elettrica sulla rete ed andamento dei mercati elettrici), l'evoluzione e la distribuzione dei consumi e della produzione consentono a Terna di individuare le criticità ed opportunità di sviluppo e, di conseguenza, programmare le nuove opere necessarie a garantire l'adeguatezza del sistema anche in uno scenario di medio e lungo termine rispetto a copertura del fabbisogno, sicurezza di esercizio, riduzione delle congestioni e miglioramento della qualità e della continuità del servizio. PIANIFICAZIONE RETE ELETTRICA NAZIONALE

Le nuove opere da realizzare sono inserite nel Piano di Sviluppo della RTN, presentato annualmente al Ministero dello Sviluppo Economico per approvazione; il processo di approvazione include anche l'adozione da parte del Ministero dell'Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare (MATTM) di concerto con il Ministero dei Beni Culturali (MIBAC) del parere in merito alla Valutazione Ambientale Strategica (VAS) ai sensi del D.lgs. 152/06.

Nel Piano di Sviluppo della Rete di Trasmissione Nazionale sono indicati gli interventi previsti per i successivi dieci anni e lo stato di avanzamento delle opere pianificate negli anni precedenti.

Il Piano contiene tutti gli investimenti che Terna dovrà realizzare per garantire l'efficienza della rete, la sicurezza dell'approvvigionamento e del servizio e l'integrazione della produzione da fonti rinnovabili, in coerenza con gli obiettivi individuati nella recente Proposta di Piano Nazionale Integrato per l'Energia ed il Clima (PNIEC), previsto dal Regolamento del Parlamento Europeo e del Consiglio 2016/0375 sulla Governance dell'Unione dell'energia.

Tutti gli investimenti di sviluppo della rete sono preventivamente sottoposti a un'analisi costi-benefici che mette a confronto il costo dell'investimento con i benefici - espressi in termini monetari - conseguenti alla sua realizzazione.

Un rapporto positivo tra benefici e costi è condizione necessaria per l'inclusione dei singoli investimenti nel Piano di Sviluppo.

Principali interventi sulla Rete di Trasmissione Nazionale

GLI INVESTIMENTI DEL GRUPPO

■ Regolati incentivati* ■ Altro regolato ■ Altro non regolato

■ Regolati incentivati* Euro milioni

* Mappatura panieri I-NPR1 e O-NPR1

1.091,1

■ Altro regolato 81,5%

81,5%

ex Del. 579/17

9,4% 9,1%

Euro milioni 1.091,1

■ Altro non regolato

* Mappatura panieri I-NPR1 e O-NPR1 * Mappatura panieri I-NPR1 e O-NPR1 ex Del. 579/17

Piano della Sicurezza 135,9 65,3 70,6 108,1% Interventi di Rinnovo asset elettrici 296,0 205,7 90,3 43,9% - di cui rinnovo asset elettrici (al netto delle separazioni funzionali) 227,6 158,4 69,2 43,7% - di cui separazioni funzionali 68,4 47,3 21,1 44,6% Altri Investimenti 85,0 35,6 49,4 138,8% Totale regolati 988,6 963,2 25,4 2,6% Altro non regolato* 102,5 70,7 31,8 45,0% TOTALE INVESTIMENTI 1.091,1 1.033,9 57,2 5,5% ITALIA - AUSTRIA Nauders-Glorenza ITALIA - SLOVENIA ITALIA - SVIZZERA ITALIA - FRANCIA Razionalizzazione Media Valle del Piave ■ Regolati incentivati* GLI INVESTIMENTI DEL GRUPPO ex Del. 579/17 ■ Regolati incentivati* ■ Altro regolato ■ Altro non regolato GLI INVESTIMENTI DEL GRUPPO

Colunga-Calenzano

NAPOLI

(milioni di euro) 2018 2017 ∆ Δ% Piano di Sviluppo 471,7 656,6 (184,9) (28,2%)

Linee

Piano di Sviluppo

Legenda principali interventi

Rinforzi rete

Riassetto aree metropolitane Interconnessioni con l'estero

* Include oneri finanziari pari a 15 milioni di euro nel 2018 e a 13 milioni di euro nel 2017. Cassano-Chiari Laguna di Venezia MILANO

Benevento-Foggia Capri-Sorrento

ROMA

Chiaramonte Gulfi-Ciminna

PALERMO

Ciminna-Casuzze

Deliceto-Bisaccia

ITALIA - MONTENEGRO

Gissi-Foggia

HVDC Centro Sud-Centro Nord

Rinforzi Nord-Calabria

Paternò-Pantano-Priolo

Messina-Riviera-Villafranca

Bono-Buddusò

Elba-Continente

GENOVA

TORINO

HVDC Continente Sicilia-Sardegna

HVDC ITALIA - TUNISIA

Quartu-Quartucciu

SARDEGNA - CORSICA - ITALIA SACOI 3

Euro milioni 1.091,1

■ Altro regolato ■ Altro non regolato

PIANO DI SVILUPPO - 472 milioni di euro

Interconnessioni e linee	km di terne	Status	Driver
Interconnessione Italia-Montenegro	445
Interconnessione Italia-Francia	190
Interconnessione italia- Austria	24
Interconnessione Italia-Svizzera	100
Interconnessione Italia- Slovenia	114
Interconnessione Sardegna-Corsica-Italia	540
HVDC Centro Sud-Centro Nord	221
HVDC Italia-Tunisia	200
HVDC Continente Sicilia-Sardegna	882
Cavi in Laguna Veneta	20
Interconnessione Penisola Sorrentina	20
Riassetto aree metropolitane ü	182
Elettrodotto Foggia-Benevento II	18
Bono-Buddusò	29
Messina-Riviera-Villafranca	12
Ciminna-Casuzze	35
Chiaramonte-Gulfi-Ciminna	173
Razionalizzazione Media Valle del Piave ü	90
Colunga-Calenzano ü	85
Gissi-Foggia	140
Cassano-Chiari	36
Deliceto Bisaccia	36
Rinforzi Nord-Calabria	10
Paternò-Pantano-Priolo	63
Elba-Continente	35
Stazioni
Entrate in esercizio 8 nuove stazioni (San Severo, Quartu Quartucciu, S. Teresa, San Salvo, Portella Pero, Siculiana, Ravenna zona industriale, Canino)
PIANO DI SICUREZZA - 136 milioni di euro

ProgettI	Status	Driver
Fiber for the Grid
Sistemi di mitigazione rischio ghiaccio e neve ü
Dispositivi di regolazione

PIANO DI RINNOVO - 296 milioni di euro

ll Piano di Rinnovo degli asset elettrici prevede interventi diffusi su tutta la RTN, finalizzati al miglioramento dell'affidabilità della Rete elettrica. Nel 2018 sono proseguite le attività di sostituzione di asset e singoli componenti a vantaggio della qualità del servizio, adottando le più moderne soluzioni di mercato in termini di digitalizzazione degli impianti (sostituzione dei sistemi di stazione con tecnologia digitale) e in termini di miglior ecocompatibilità con l'ambiente ospitante (sostituzione dei collegamenti in cavo ad olio fluido con isolamento estruso e utilizzo macchinario con isolamento ad esteri vegetali in luogo dell'olio minerale).

Legenda *
ü Piano di Resilienza	In autorizzazione/progettazione	In corso di realizzazione	Realizzate/In esercizio
De-carbonisation	Market efficiency	Security of supply	Sostenibilità sistemica

* Gli ulteriori interventi completati nel corso del 2018 sono riportati nella sezione "Evoluzione delle consistenze".

Focus: principali opere e benefici attesi

	CAVI LAGUNA DI VENEZIA
Status	È stata completata la realizzazione degli elettrodotti in cavo a 132 kV "Sacca Serenella Cabina Primaria - Cavallino Cabina Primaria" e "Fusina 2 - Sacca Fisola Cabina Primaria", inseriti nel Piano di Sviluppo approvato dal Ministero dello Sviluppo Economico. L'opera è necessaria per garantire i più ampi margini di sicurezza e affidabilità dell'alimentazione della laguna di Venezia.
Benefici	→ Per il sistema elettrico: l'infrastruttura consentirà di migliorare la sicurezza di esercizio e l'affidabilità della rete che alimenta la città di Venezia, superando l'attuale antenna strutturale che alimenta la Cabina Primaria di Cavallino e incrementando la magliatura con la porzione di rete sottesa alla stazione 380/132 kV Salgareda.
			→ Per la collettività: il risparmio stimato per il sistema Italia sarà tra i 9 e i 18 milioni di euro per anno. → Per le comunità locali: sul fronte ambientale, l'infrastruttura permetterà la dismissione di circa 7 km di
			linee aeree sul livello di tensione 132 kV.
Obiettivi	Integrazione FER	Qualità Servizio	Inter connessioni	Risoluzione Congestioni	Connessione RTN	Resilienza	Integrazione RFI	SEN 2018
	—		—		—

			INTERCONNESSIONE ITALIA - MONTENEGRO
Status	L'interconnessione tra Italia e Montenegro è un progetto strategico a livello europeo e rappresenta una grande opportunità per il sistema elettrico italiano nell'ottica di sviluppo dell'interconnessione tra l'Italia e i Balcani. Il progetto prevede la realizzazione di un collegamento in corrente continua, parte in cavo sottomarino e parte in cavo terrestre, fra le stazioni di Villanova (IT) e Lastva (ME) per una distanza di circa 445 km. La sua realizzazione, attualmente in corso, prevede l'utilizzo di soluzioni tecniche ingegneristiche atte a minimizzare notevolmente l'impatto ambientale. Ad oggi sono stati completati i lavori di posa e protezione del primo cavo marino di polo tra la costa italiana (Pescara) e quella montenegrina (Kotor), e la posa dei cavi terrestri. Le stazioni di conversione sia in Italia sia in Montenegro sono in fase avanzata di realizzazione.
Benefici	→ Per il sistema elettrico: l'opera, che consentirà di realizzare una capacità di interconnessione di 600 MW già alla fine del 2019, è stata inserita tra i Progetti di Interesse Comune (PCI) dalla Commissione Europea, che ne aveva già co-finanziato gli studi di fattibilità nel quadro del programma Trans-European Network (TEN-E). L'interconnessione permetterà di incrementare gli scambi di energia con l'estero, migliorando al contempo le condizioni di sicurezza e flessibilità di esercizio del sistema elettrico nazionale e favorendo l'integrazione della produzione energetica da fonte rinnovabile.
	→ Per la collettività: l'infrastruttura è uno snodo fondamentale per l'Unione Energetica Europea e cruciale per l'integrazione elettrica tra l'intera area balcanica e l'Europa, attraverso l'Italia. L'interconnessione contribuirà ad un significativo incremento del Social and Economic Welfare a livello nazionale ed europeo, favorendo l'utilizzo di risorse più efficienti, compresa la produzione da fonti rinnovabili, disponibili sia in Italia che nell'area balcanica. L'intervento, ha inoltre una valenza importante per il miglioramento della sicurezza e continuità del servizio in ambito nazionale.
	→ Per le comunità locali: il progetto prevede la realizzazione di un'infrastruttura in corrente continua lunga complessivamente circa 445 km tra Villanova (Pescara) e Kotor, a minimo impatto ambientale poiché prevede l'impiego di cavi posati fino a 1200 metri sul fondo del mare Adriatico e interrati per la restante parte terrestre.
Obiettivi	Integrazione FER	Qualità Servizio	Inter connessioni	Risoluzione Congestioni	Connessione RTN	Resilienza	Integrazione RFI	SEN 2018
	—		—		—

INTERCONNESSIONE ITALIA - FRANCIA

La nuova interconnessione Italia - Francia è un progetto unico al mondo per soluzioni ingegneristiche, tecnologiche e ambientali utilizzate: 190 km di linea che collegheranno, attraversando 25 comuni della provincia di Torino, le stazioni di Piossasco (Italia) e Grand'Ile (Francia), realizzata interamente in cavo interrato in corrente continua.

L'elettrodotto rappresenterà la più lunga linea interrata al mondo e sarà caratterizzato da bassissimi impatti sull'ambiente e sul territorio grazie ad un progetto d'avanguardia.

• → Per il sistema elettrico: incrementi degli scambi energetici Italia-Francia che garantiranno la riduzione delle congestioni fra i due paesi e la possibilità di un uso più efficiente delle fonti rinnovabili. L'interconnessione è un Progetto di interesse comunitario (PCI).
• → Per la collettività: l'infrastruttura consentirà di incrementare il Social and Economic Welfare a livello europeo e ridurre il differenziale di prezzo tra Italia e Francia; Inoltre, in base a quanto dimostrato nel TYNDP di ENTSO-E, questa interconnessione consentirà l'incremento della produzione da fonte rinnovabile in Italia e un maggiore efficientamento energetico a livello europeo.
• → Per le comunità locali: l'adozione della tecnologia di cavo interrato garantisce un ridotto impatto ambientale e visivo, preservando così il territorio alpino, sia in Francia che in Italia. La realizzazione della nuova infrastruttura in corrispondenza di infrastrutture viarie, come il tunnel di sicurezza del traforo del Fréjus, mostra un'ulteriore valenza strategica sul piano socio-ambientale.

Integrazione FER	Qualità Servizio	Inter connessioni	Risoluzione Congestioni	Connessione RTN	Resilienza	Integrazione RFI	SEN 2018	Obiettivi
—		—		—

QUARTU - QUARTUCCIU

È entrata in esercizio nel corso del 2018 la nuova linea elettrica a 150 Kv in cavo interrato che collega la cabina primaria di Quartu con quella di Quartucciu, nell'area di Cagliari. Il nuovo collegamento in cavo, posato lungo la viabilità esistente, è lungo 5,9 km e attraversa i territori dei Comuni di Quartu, Maracalagonis e Quartucciu.

• → Per il sistema elettrico: la nuova opera porterà notevoli benefici al sistema elettrico del cagliaritano, sia in termini di sicurezza ed efficienza del servizio elettrico, che di maggiore affidabilità in caso di manutenzioni.
• → Per la collettività: la realizzazione della nuova opera di sviluppo della Rete ha richiesto 1 anno di tempo, durante il quale sono state impegnate circa 10 imprese e 40 lavoratori, molti dei quali locali.
• → Per le comunità locali: il piano di interventi permetterà la successiva demolizione di circa 7,7 km della vecchia linea aerea "Quartu-Quartucciu" e 26 tralicci che insistono, tra l'altro, in zone prossime alle abitazioni nel quartiere di Pitz'e Serra, sorte successivamente alla realizzazione dell'elettrodotto, e in aree di verde pubblico come il Parco Europa. L'intervento di dismissione costituirà inoltre la fase conclusiva della razionalizzazione della rete nell'area di Cagliari prevista dal Protocollo con la Regione Sardegna: nel 2008 e 2009 è stata infatti già demolita la linea 150 kV "Selargius - Molentargius" e gli elettrodotti che transitavano nel Parco ambientale Molentargius - Saline.

Integrazione FER	Qualità Servizio	Inter connessioni	Risoluzione Congestioni	Connessione RTN	Resilienza	Integrazione RFI	SEN 2018	Obiettivi
	—	—		—			—

Status

Benefici

Status

Benefici

Manutenzione Predittiva della rete elettrica

Manutenzione delle infrastrutture

APPROCCIO

La manutenzione degli impianti della rete elettrica è un'attività essenziale per garantire la qualità del servizio, la sicurezza degli asset gestiti ed il prolungamento della vita utile degli stessi. Tale attività segue un approccio di tipo predittivo e su condizione. Gli strumenti utilizzati a supporto dell'attività di manutenzione sono oggetto di innovazione continua; in particolare il "motore" dell'ingegneria di manutenzione è il sistema esperto a supporto delle decisioni (DSS) denominato MBI (Monitoring and Business Intelligence) i cui modelli ingegneristici vengono continuamente aggiornati. Per quanto attiene la programmazione operativa e l'esecuzione delle attività viene utilizzato un software WFM (Work Force Management) e sono ormai consolidate le tecniche di ispezione eliportata della rete elettrica. Terna partecipa da anni a benchmark internazionali di settore finalizzati alla condivisione delle best practice di manutenzione e Asset Management, attestandosi costantemente tra i migliori TSO del mondo in termini di tassi di guasto e di efficienza dei processi.

I NUMERI DELLA MANUTENZIONE 2018

Monitoraggio e controllo degli impianti	28.100 controlli nelle stazioni per i vari livelli di tensione; ispezioni con controlli a vista su 107.700 km di terna, di cui 58.484 km con elicottero (visivo + infrarosso) con una frequenza media totale di 1,5 ispezioni all'anno per ogni linea; inoltre sulle linee sono stati eseguiti ulteriori controlli strumentali per un totale di 46.432 km di terne, effettuati sia da terra (anche con tecnica LST - Lavori Sotto Tensione), che da elicottero con voli dedicati al rilievo laser per l'individuazione delle interferenze, con particolare riferimento a quelle arboree. 44.800 km di ispezioni alle linee in cavo interrato con una frequenza media totale di 24,2 ispezioni all'anno.
Manutenzione ordinaria	Gli interventi da effettuare sono individuati sulla base dei segnali di degrado individuati dal processo di monitoraggio e dai sensori on-line. I segnali e le anomalie rilevate vengono elaborate attraverso il sistema esperto a supporto delle decisioni MBI, sistema attivo dal 2005 che elabora il piano manutentivo sulla base di modelli ingegneristici elaborati dalla struttura di Asset Management.
Taglio Piante	Nel corso del 2018 il taglio piante ha riguardato ca. 21.200 km di elettrodotti; il taglio viene effettuato per garantire il corretto e sicuro esercizio delle linee.
Attività con tecnica sotto tensione (LST)	Sono stati realizzati più di 3.400 controlli di monitoraggio e interventi di manutenzione con tecnica sotto tensione. Questi interventi sono effettuati con le linee in servizio, aumentando la disponibilità degli impianti e contribuendo a migliorare la qualità del servizio.
Manutenzione straordinaria	Nel corso del 2018 sono stati effettuati interventi di rinnovo (sostituzione componenti e interi sistemi) per prolungare la vita utile degli asset linee e stazioni; in particolare, per linee sono stati sostituiti 1.100 km di conduttori, 1.400 km di funi di guardia e 400 sostegni. Per le stazioni 10 macchine statiche, 70 interruttori, 120 sezionatori, 289 trasformatori di corrente e 130 trasformatori di tensione. Sono inoltre stati rinnovati sistemi di protezione comando e controllo su circa 165 stalli AT.

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GESTIONE RISCHI OPERATIONS

Seguendo un approccio innovativo nelle politiche di riduzione del rischio, Terna coopera con partner istituzionali (Organismi e Autorità di regolazione nazionali e internazionali), con i quali condividere il rischio derivante dallo svolgimento delle proprie attività: Ministero dell'Interno, Guardia di Finanza, Corpo nazionale dei Vigili del Fuoco, Protezione Civile, Associazione Nazionale dei Comuni Italiani, Prefetture e CNAIPIC (Centro Nazionale Anticrimine Informatico per la Protezione delle Infrastrutture Critiche). In particolare nel 2018 è stato sottoscritto il protocollo d'intesa tra Terna e il Dipartimento della Protezione Civile al fine di ottenere la massima efficienza ed efficacia operativa nell'ambito delle attività di protezione civile volte alla previsione, prevenzione e mitigazione dei rischi, alla gestione delle emergenze e al loro superamento. Nell'intesa viene rivolta attenzione alla prevenzione e alla gestione dei rischi naturali e antropici che possono risultare pregiudizievoli per la continuità del servizio elettrico sul territorio nazionale e per i quali potrebbe essere necessario l'impiego di risorse aziendali. Il protocollo prevede l'ottimizzazione delle procedure e del flusso delle comunicazioni tra Terna e il Dipartimento, sia in ordinario sia in emergenza, anche attraverso l'eventuale integrazione dei rispettivi sistemi informativi, e la realizzazione di specifici percorsi formativi ed esercitativi destinati al personale che opera nella gestione delle emergenze.

La sicurezza fisica delle stazioni è attuata con apparati, sistemi e strutture in funzione con continuità 24 ore al giorno, tutti i giorni. Per la sicurezza delle sedi e degli impianti aziendali Terna ha, inoltre, sviluppato la piattaforma di sorveglianza PSIS (Progetto Sistema Integrato di Sicurezza delle stazioni Terna), in grado di permettere a un centro di sorveglianza dedicato, il Security Operation Center (SOC), l'osservazione continua (VideoBox) degli allarmi intrusione e dei segnali video su 212 impianti.

Terna in collaborazione con l'Arma dei Carabinieri ha rafforzato ulteriormente il nuovo sistema di comunicazione e intervento rapido per mezzo del quale il SOC può attivare tempestivamente l'arma in caso di rilevazione di tentativi di effrazione all'interno delle stazioni critiche, tutte supervisionate con impianti di videosorveglianza. Il nuovo sistema adottato è denominato "O.D.I.N.O." (Operational Device for Information, Networking and Observation) ed è collegato, attraverso una connessione sicura, al sistema centralizzato di gestione delle Centrali Operative dei Carabinieri su tutto il territorio nazionale.

Nel 2018 è stato siglato un disciplinare tecnico con la Polizia di Stato, che ha previsto l'interconnessione tra i sistemi di video sorveglianza ed il SOC con la piattaforma tecnologica della Polizia per il controllo del territorio denominata Mercurio NRG. Tale integrazione consente l'invio tempestivo delle segnalazioni di eventi geolocalizzati di intrusione (preventivamente validati dal SOC Terna) direttamente al CEN (Centro Elettronico Nazionale) della Polizia di Stato, il loro successivo smistamento alla Centrale Operativa della Questura territorialmente competente e, conseguentemente, alla volante in zona.

Terna si avvale di un Sistema di Qualificazione Imprese, istituito ai sensi delle direttive comunitarie (D.Lgs. 18 aprile 2016 n.50 "Codice degli contratti pubblici di lavori, servizi e forniture"), per tutti i principali comparti di forniture, lavori e servizi che Terna intende maggiormente presidiare, stabiliti sulla base del livello strategico, del grado di competitività e dei volumi annui approvvigionati.

Rapporti con Partner istituzionali

Minacce fisiche agli impianti

Rischio Fornitore

Qualità del servizio

Tutti i segmenti del sistema elettrico (generazione, trasmissione e distribuzione) devono concorrere al risultato di assicurare alla collettività la disponibilità di energia elettrica garantendo adeguati standard di qualità e un numero di interruzioni inferiore a soglie prestabilite.

Terna monitora la continuità del servizio fornito attraverso diversi indici, definiti dall'ARERA (Delibera 250/04) e dal Codice di Rete di Terna.

Tali indici di continuità sono rilevanti per il sistema in quanto monitorano la frequenza e l'impatto degli eventi verificatisi sulla rete elettrica e riconducibili a guasti oppure a fattori esterni quali gli eventi meteorologici. Per tutti viene riportato un periodo di osservazione di un quadriennio in cui non si notano variazioni rilevanti a testimonianza della buona qualità del servizio raggiunta.

INDICI DI CONTINUITÀ

ENSR*

Cosa misura

Energia non fornita a seguito di eventi che hanno origine sulla rete rilevante.**

Come si calcola

Somma dell'energia non fornita agli Utenti connessi alla RTN (a seguito di eventi che hanno origine sulla rete rilevante, ai sensi della disciplina ARERA sulla qualità del servizio).

ANDAMENTO INDICE ENSR 2016-201812

* Energia Non Servita di Riferimento.

** Per "rete rilevante" si intende tutta la rete ad Alta e Altissima tensione.

¹² Per l'indicatore ENSR i target di riferimento per gli anni 2012-2015 sono stati definiti come media dell'indicatore ENSR 2008-2011, di cui alla Delibera ARERA ARG/elt 197/11, con miglioramento del 2% richiesto per ciascun anno rispetto al precedente. I target di riferimento per gli anni 2016-2023 sono stati definiti come media dell'indicatore ENSR 2012-2015, di cui alla Delibera ARERA 653/15/R/eel, con miglioramento del 3,5% richiesto per ciascun anno rispetto al precedente. Dal 2016 il meccanismo di premi/ penalità di Terna include anche la performance della rete di Terna Rete Italia S.r.l., incorporata nel 2017. I dati 2018 e 2017 sono provvisori e l'ENSR 2018 tiene conto dell'incidente rilevante del 29 ottobre, che ha interessato il Nord Italia, provocando la disalimentazione di numerose CP nell'area di PD e MI (in particolare nelle provincie di Belluno, Trento, Vicenza e Brescia), pari a 625 MWh. Tale evento è in discussione per ottenere il riconoscimento come evento catastrofico da parte di ARERA. Il valore ENSR totale 2018 è pari a 959 MWh e rientra in franchigia.

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Per quanto concerne l'indicatore ASA, i risultati di esercizio conseguiti mostrano per l'ASA una performance stabile negli anni e valori molto elevati dell'indicatore (più è elevato il valore e migliore è la performance). Tale indicatore evidenzia che l'energia non fornita a seguito di guasti sulla rete di proprietà rappresenta una minima parte rispetto all'energia complessiva fornita agli Utenti della rete. In particolare nel 2018 si è registrata una disponibilità pari al 99,99981%, a fronte del 99,99974% dell'esercizio precedente.

INDICI DI CONTINUITÀ

ASA*

Cosa misura

Disponibilità del servizio della RTN.

Come si calcola Complementare del rapporto tra la somma dell'energia non fornita agli Utenti connessi alla RTN (ENS) e l'energia immessa in rete.

INCENTIVAZIONE QUALITÀ DEL SERVIZIO (MILIONI DI EURO)	2018	2017	Δ
Premi/(Penalità) ENSR	7,4	7,4	0
Ricavi	7,4	7,4	0
Meccanismi di mitigazione e compartecipazione	7,5	10,6	(3,1)
Contributi al Fondo Eventi Eccezionali	2,0	2,4	(0,4)
Meccanismi di indennizzo utenti in Alta Tensione	0,4	0,6	(0,2)
Sopravvenienze attive	(4 ,8)	(3,1)	(1,7)
Costi	5,1	10,5	(5,4)
TOTALE	2,3	(3,1)	5,4

La regolazione vigente (stabilita in particolare dalla delibera n. 653/2015/R/eel) prevede diversi meccanismi volti a regolare ed incentivare la qualità del servizio fornito da Terna. Nella tabella sopra riportata sono dettagliati in particolare gli effetti economici complessivi dei meccanismi di premi/penalità sulla qualità del servizio rilevati nell'esercizio 2018 raffrontato con il 2017.

* Average Service Availability.

Costante equilibrio tra domanda e offerta di energia

DISPACCIAMENTO ENERGIA ELETTRICA

Il "dispacciamento" è il complesso di attività necessarie affinché nel sistema elettrico nazionale l'offerta di energia elettrica eguagli sempre la domanda. L'elevato grado di complessità e coordinamento necessari a garantire il corretto funzionamento del sistema, impongono l'individuazione di un coordinatore centrale, il dispacciamento appunto, dotato di un ampio potere di controllo su un numero elevato di attori, lato produzione e lato domanda, e negli ultimi anni anche della produzione da fonti rinnovabili "non programmabili".

L'attività di dispacciamento include la programmazione delle indisponibilità di rete e degli impianti di produzione con diversi orizzonti temporali, la previsione del fabbisogno elettrico nazionale, il suo confronto di coerenza con il programma delle produzioni determinato come esito del mercato libero dell'energia (Borsa Elettrica e contratti fuori Borsa), l'acquisizione di risorse per il dispacciamento e la verifica dei transiti di potenza per tutte le linee della rete.

In tale ambito rientra inoltre la gestione del Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD), attraverso il quale vengono approvvigionate le risorse per i servizi di dispacciamento.

In particolare, il controllo in "tempo reale" del Sistema Elettrico Nazionale, è assicurato dal Centro Nazionale di Controllo, centro nevralgico del Sistema Elettrico Nazionale Italiano, che coordina gli altri centri sul territorio, effettua il monitoraggio del sistema ed esercita l'attività di dispacciamento intervenendo, con comandi ai produttori e ai Centri di Teleconduzione, in modo da modulare l'offerta e l'assetto della rete. Per evitare il rischio di disalimentazioni estese, può intervenire in emergenza anche a riduzione della domanda.

Nel 2018 l'attività di dispacciamento è stata caratterizzata da alcuni importanti eventi funzionali alla gestione efficiente della rete di seguito riportati.

PRINCIPALI EVENTI 2018

Dal 1 gennaio 2019 è in vigore la nuova struttura zonale che, rispetto al passato, prevede l'accorpamento dei poli di produzione limitata di Brindisi, Foggia e Priolo nelle zone limitrofe (rispettivamente Sud e Sicilia), nonché lo spostamento del nodo di Gissi dalla zona Sud alla zona Centro Sud. Tale modifica è stata apportata in ottemperanza al Regolamento Europeo "CACM", a cui devono conformarsi tutte le autorità di regolazione e tutti i gestori di rete (TSO) degli Stati membri dell'Unione Europea. In particolare, le modifiche apportate hanno come scopo l'esercizio in sicurezza della rete di trasmissione nonché l'efficientamento e l'economicità del Mercato Elettrico. L'ARERA, con la deliberazione 386/2018/R/eel, ha approvato la proposta di revisione della configurazione zonale presentata da Terna a valle del processo di revisione condotto nel 2018 ai sensi del Regolamento Europeo CACM e della Deliberazione ARERA 22/18/R/eel.

Revisione zone di mercato

Progetto TERRE Il progetto TERRE (Trans-European Replacement Reserve Exchange) è partito nel 2013 come una prima implementazione delle linee guida in materia di bilanciamento (EB GL) per il design, lo sviluppo, l'implementazione e la gestione di una piattaforma per lo scambio di risorse di bilanciamento tra Paesi europei.

Il progetto coinvolge 11 Paesi diversi di cui 9 come membri effettivi (Francia, UK, Svizzera, Repubblica Ceca, Polonia, Spagna, Portogallo, Romania ed Italia) e 2 come osservatori (Bulgaria ed Ungheria).

La piattaforma che gestirà il processo TERRE, denominata Libra, consentirà lo scambio tra i Paesi partecipanti di Replacement Reserve (RR), che nell'attuale mercato di dispacciamento italiano corrisponde alla quota parte di riserva terziaria attivabile in più di 15 minuti.

L'accesso a Libra è consentito ai soli TSO, i quali avranno il compito di "raccogliere" le offerte dai rispettivi operatori locali per poi sottometterle alla piattaforma insieme alla capacità disponibile tra le zone di mercato ed al fabbisogno di RR del TSO stesso.

L'introduzione di Libra contribuirà alla creazione di un mercato unico per il bilanciamento europeo, incrementando la sicurezza del sistema elettrico in termini di disponibilità di riserva attivabile.

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A seguito dell'approvazione da parte di ARERA della Delibera 300/2017/R/eel, nel corso del 2017 sono stati avviati due progetti pilota relativi alle UVAC (Unità Virtuali Aggregate Consumo) e alle UVAP (Unità Virtuali Aggregate Produzione) al fine di diversificare la tipologia delle risorse abilitabili al mercato per il servizio di dispacciamento (MSD) in coerenza con il principio di neutralità tecnologica e di incrementare le quantità di risorse disponibili per garantire maggiore adeguatezza e sicurezza dell'approvvigionamento.

A partire dal 1 novembre 2018, i due progetti avviati sono confluiti all'interno di un nuovo progetto pilota, quello relativo alle UVAM (Unità Virtuali Aggregate Miste), che permette la partecipazione in forma aggregata al MSD non solo alla domanda elettrica e alla generazione distribuita ma anche ai sistemi di accumulo (incluse le stazioni di ricarica funzionali alla «e-mobility»).

I servizi di dispacciamento per i quali le UVAM possono richiedere l'abilitazione, in entrambe le modalità (a salire/a scendere), sono: Risoluzione delle congestioni, Riserva terziaria «rotante», Riserva terziaria «di sostituzione» e Bilanciamento.

Le prove di riaccensione sono necessarie per verificare le condizioni di funzionamento del sistema elettrico e migliorarne l'efficienza garantendo rapidità nella ripresa del servizio in caso di blackout. Nel 2018 sono state portate a termine con successo 4 simulazioni di black-out con relative riaccensioni: tali prove, hanno visto coinvolte tutte le Aree Territoriali di Terna. In particolare, si sono svolte 2 nell'area Nord Ovest (di cui una in Sardegna), una nell'area Nord Est e una nell'area Centro Sud.

Nell'ottica della sempre maggior flessibilità nell'utilizzo dei nostri asset, nel 2018, in continuità con il 2017, nuove applicazioni di Dynamic Thermal Rating (DTR) sono state studiate in collaborazione fra il Dispacciamento Nazionale e le Direzioni Nord Ovest e Centro Sud.

Portando a proprio vantaggio alcune condizioni di raffreddamento delle linee interessate, soprattutto nel periodo invernale in cui si hanno i carichi più elevati, grazie all'utilizzo del DTR si riesce ad ottenere un incremento del limite di portata tale da garantire, nel breve termine, le richieste del carico. L'incremento della portata offre anche il vantaggio di sostenere una maggiore produzione da impianti a fonti rinnovabili (RES).

Come nelle altre applicazioni DTR già in servizio è stato quindi installato un sistema di rilevamento delle condizioni ambientali e della temperatura.

Unità Virtuale Aggregate Miste

Prove di riaccensione anti "Black-out"

Dynamic Thermal Rating

Dispacciamento

GESTIONE DEI RISCHI STRATEGY & FINANCIAL

La transizione verso un modello di produzione diffusa da fonti rinnovabili sta rapidamente modificando il mercato con l'affermazione di un modello "prosumer" (produttore e consumatore), in progressiva sostituzione del tradizionale "consumer" e con la conseguente crescita esponenziale delle risorse "attive" connesse alla rete.

Il rischio è legato alla difficoltà di mantenere la completa osservabilità delle risorse relativamente alle immissioni e ai prelievi dell'energia con un impatto sulla previsione del fabbisogno residuale (al netto dell'autoconsumo) e, di conseguenza, sulla corretta gestione delle risorse di generazione in grado di fornire servizi di flessibilità.

I rischi legati alla gestione delle fonti rinnovabili e all'osservabilità delle risorse in "tempo reale" sono mitigati da terna tramite l'utilizzo di strumenti di previsione e di programmazione evoluti, l'approvvigionamento di nuove risorse di flessibilità e l'utilizzo di soluzioni innovative di data management & analitycs.

Andamento dei costi dell'energia elettrica

Prezzi dell'energia

Il prezzo medio orario della borsa italiana dell'energia (IPEX13/PUN - Prezzo Unico Nazionale) per l'esercizio 2018 è risultato pari a 61 €/MWh, in aumento del 14% rispetto al 2017, per effetto dell'incremento sia della richiesta di energia elettrica (nel Mercato del Giorno Prima), che dei prezzi delle commodities (certificati CO2 ).

Il Mercato del Giorno Prima (MGP), dove si forma il PUN, è fissato dal meccanismo di domanda/ offerta, ma necessariamente, in Italia, deve fare i conti con la geografia del Paese, con la fisicità della rete elettrica, con la dislocazione degli impianti e delle aree di consumo. Tutto ciò può portare a congestioni di rete. Sulla rete di trasmissione esistono infatti vari punti sensibili che, di fatto, hanno reso necessario identificare le cosiddette "zone di mercato" e fissarne i limiti di trasmissione. Eliminare questi "colli di bottiglia" fa parte dei compiti di Terna, grazie soprattutto all'attività di sviluppo della rete.

Il grafico che segue mostra l'andamento del PUN dal 2008 al 2018, evidenziando un trend in sostanziale decrescita (-30%).

ANDAMENTO DEL PREZZO UNICO NAZIONALE (PUN) DAL 2008

Negli anni si è assistito infatti ad un un progressivo allineamento dei prezzi tra le principali zone in cui il mercato elettrico italiano è suddiviso e il Prezzo Unico Nazionale (PUN).

PUN 2008-2018 -30%

¹³ IPEX: Italian Power Exchange (Borsa Elettrica Italiana).

ANDAMENTO NAZIONALE DEL PUN E DEI PREZZI ZONALI

Scambi con l'estero

Gli scambi commerciali con l'estero nel 2018 hanno fatto registrare un aumento del saldo import netto di circa +6 TWh, rispetto all'anno precedente (+17%).

Nel periodo invernale si è registrata, come di consueto, una contrazione dell'energia importata rispetto alla capacità di trasporto disponibile sull'interconnessione Nord. Ciò è dovuto in particolare agli impianti di riscaldamento alimentati ad energia elettrica, presenti in Nord Europa, nonché alle nuove manutenzioni del parco nucleare francese.

I prezzi delle borse estere francese (PNX) e austriaca/tedesca (EEX/PHELIX) risultano in aumento anno su anno coerentemente con l'aumento dei prezzi delle commodities (in particolare dei certificati CO2 ).

SPREAD MENSILE DEL PREZZO DELL'ENERGIA RISPETTO A FRANCIA (PNX) E GERMANIA/AUSTRIA (EEX/PHELIX)

In particolare:

• Il Powernext (prezzo francese) ha avuto un andamento divergente nei mesi freddi in cui, tradizionalmente, la richiesta di energia Oltralpe subisce un forte aumento. Il prezzo medio annuo è stato pari a 50 €/MWh (+5 €/MWh pari al 12% rispetto all'anno precedente).
• In relazione al Phelix (prezzo tedesco/austriaco) occorre segnalare che, a partire da ottobre 2018, il mercato elettrico Tedesco/Austriaco si è disaccoppiato e quindi, quest'area non ha più un prezzo unico. Di conseguenza, il prezzo di riferimento per gli scambi commerciali con l'Austria è quello austriaco. Il prezzo medio annuo - calcolato da gennaio a settembre come prezzo unico dell'area Germania/Austria e a partire da ottobre come prezzo austriaco - è stato pari a 46 €/MWh (+12€/MWh pari al 35% rispetto all'anno precedente).

A PARTIRE DA OTTOBRE 2018 IL MERCATO TEDESCO-AUSTRIACO SI È DISACCOPPIATO

VALORI ANNUI E MENSILI DELL'ONERE MSD (MILIONI DI EURO)

■ Valori mensili MSD 2018

■ Valori mensili MSD 2017

Onere netto MSD in lieve aumento nel 2018

Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD)

Nel 2018, l'onere netto sul MSD è risultato pari a 1.573 milioni di euro, in lieve aumento rispetto al corrispondente periodo dello scorso anno (1.528 milioni di euro). Tale aumento è dovuto, in particolare:

• aumento dei costi delle selezioni per il soddisfacimento di vincoli tecnici dovuto alla minor presenza in servizio in esito ai Mercati dell'Energia degli operatori;
• riduzione dei costi per applicazione dei regimi di essenzialità e minore approvvigionamento di riserva nel mese di gennaio rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente (nel quale si era registrato un aumento delle selezioni a causa dell'ondata di freddo in Europa) e negli ultimi 3 mesi dell'anno.

Sul Mercato del Servizio di Dispacciamento (MSD) Terna approvvigiona le risorse di dispacciamento a garanzia della sicurezza e dell'adeguatezza del sistema elettrico.

-14%

UPLIFT nel 2018

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ANDAMENTO 2018 FATTURATO E COSTI UPLIFT (MILIONI DI EURO)

Corrispettivo per l'approvvigionamento delle risorse nel Mercato dei Servizi di Dispacciamento (Uplift)

Nel 2018 il costo complessivo per l'Uplift è risultato pari a 1.741 milioni di euro14, in riduzione del 14% rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente. Tale riduzione è dovuta principalmente alla forte riduzione degli oneri di sbilanciamento - nell'anno 2018 si registra un ricavo complessivo degli sbilanciamenti effettivi, sia lato Domanda che lato Produzione rispetto ad un costo complessivo nel 2017 - legata anche all'effetto delle nuove normative in vigore da settembre 2017.

Il corrispettivo Uplift è lo strumento attraverso il quale il sistema recupera dall'utente finale gli oneri netti derivanti dalle partite energia tra cui l'approvvigionamento dei servizi e dell'energia a copertura dello sbilanciamento di sistema sul MSD, i corrispettivi di sbilanciamento, le rendite da congestione e le relative coperture (c.d CCT, CCC, CCP e DCT15) e il servizio dell'interconnessione virtuale (c.d Interconnector).

La Delibera ARERA n. 111/06 (TITOLO 4) regola i corrispettivi per il servizio di dispacciamento e delle connesse garanzie. Tra i corrispettivi di dispacciamento figura il corrispettivo per l'approvvigionamento delle risorse nel mercato per il servizio di dispacciamento (c.d. Uplift) di cui all'art. 44 e ss.mm.

Tale corrispettivo viene fatturato pro-quota agli utenti del dispacciamento in base all'energia prelevata, a copertura del costo mensile di competenza previsto, nonché di scostamenti pregressi.

14 Valore Uplift comprensivo del servizio di interconnessione "virtuale", pari a circa 292 milioni di euro nel 2018 (rispetto circa 256 milioni di euro nel 2017).

15 CCT - Corrispettivo per l'assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto;

CCC - Copertura del rischio di volatilità del corrispettivo diritti di utilizzo della capacità di trasporto (tra zone);

CCP - Copertura del rischio di volatilità del corrispettivo diritti di utilizzo della capacità di trasporto (tra poli industriali); DCT - Corrispettivo per l'assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto per le interconnessioni con l'estero.

Risultati economici del Regolato Italia

La ripartizione dei risultati del Gruppo Terna per il settore Regolato Italia, riferiti agli esercizi 2018 e 2017, è dettagliata nel prospetto seguente16.

		(€/milioni)
	2018	2017	Δ
Totale ricavi Regolato Italia	1.989,6	1.967,2	22,4
Ricavi tariffari	1.932,2	1.915,5	16,7
- Corrispettivo trasmissione	1.789,1	1.803,6	(14,5)
- Corrispettivo dispacciamento, misura e altri	143,1	111,9	31,2
Altri ricavi regolati	31,9	30,6	1,3
Ricavi da costruzione attività in concessione in Italia	25,5	21,1	4,4
Totale costi Regolato Italia	403,1	425,5	(22,4)
Personale	203,4	217,8	(14,4)
Risorse esterne	155,5	154,7	0,8
Altri oneri	18,7	31,9	(13,2)
Costi di costruzione attività in concessione in Italia	25,5	21,1	4,4
EBITDA Regolato Italia	1.586,5	1.541,7	44,8

L'EBITDA relativo al Regolato Italia si attesta a 1.586,5 milioni di euro, in aumento di 44,8 milioni di euro rispetto al dato dell'esercizio precedente, prevalentemente per effetto dell'aumento dei ricavi tariffari relativi all'attività di dispacciamento, per la riduzione dei costi del personale conseguenti al ricambio generazionale in corso e degli altri oneri.

I ricavi del Regolato Italia registrano un incremento pari a 22,4 milioni di euro, imputabile ai seguenti fenomeni:

• incremento del corrispettivo per l'attività di dispacciamento, misura e altri (+31,2 milioni di euro), soprattutto per il riconoscimento nel corso dell'esercizio di alcuni oneri sorgenti17 non ricompresi nel corrispettivo di dispacciamento;
• riduzione del corrispettivo per l'attività di trasmissione (-14,5 milioni di euro), per effetto dell'aggiornamento della tariffa che riflette il completamento nel 2017 della remunerazione dei lavori in corso e della riduzione dei volumi di energia trasportata, compensati dall'incremento della quota di proprietà della RTN. Il saldo include altresì gli impatti stimati della rivisitazione dei perimetri regolati delle interconnessioni con l'estero;
• incremento degli altri ricavi (+1,3 milioni di euro): essenzialmente per maggiori rimborsi assicurativi (+5,4 milioni di euro) al netto di minori ricavi per servizi di connessione (-4,2 milioni di euro).

¹⁶ I settori di attività del Gruppo Terna sono coerenti con il sistema di controllo di gestione interno adottato dalla Capogruppo, in linea con il Piano Strategico 2019-2023.

¹⁷ In particolare l'ARERA ha previsto il recupero attraverso il corrispettivo di cui all'art.44 della deliberazione 111/2006 (Uplift) dei costi connessi a crediti non recuperabili relativi al periodo 2006-2015 (rif. Delibera 218/2018) e dei maggiori contributi agli oneri di funzionamento dell'Autorità relativi agli anni 2013-2017.

I costi del Regolato Italia rilevano un decremento di 22,4 milioni di euro, principalmente per il minore costo del personale (-14,4 milioni di euro), per effetto di maggiori accantonamenti per il piano esodo effettuati nell'esercizio 2017 al netto dell'aumento della consistenza media per l'avvio delle nuove iniziative previste nel Piano strategico 2018-2022, focalizzate in particolare sugli investimenti del settore Regolato.

Gli altri oneri si riducono di 13,2 milioni di euro, prevalentemente per i minori costi inerenti alla qualità del servizio (-5,4 milioni di euro) e per l'esito favorevole di alcuni contenziosi sorti nell'esercizio precedente.

l'incremento dei ricavi del Regolato Italia 22,4 € mln

Non Regolato

Grazie alle nostre competenze distintive sviluppiamo servizi ad alto valore aggiunto come Energy Solutions Provider per le imprese. Le nostre attività non regolate in Italia sono sempre orientate al supporto della transizione energetica, in coerenza con il core business.

I principali ambiti in cui si sviluppano tali attività sono:

• CONNECTIVITY
• ENERGY SOLUTIONS
• INTERCONNECTOR PRIVATI EX LEGGE 99/2009
• TRASFORMATORI GRUPPO TAMINI

Operazioni straordinarie In data 15 febbraio 2018 è stato firmato il closing dell'acquisizione del 70% di Avvenia The Energy Innovator S.r.l., nell'ambito del progetto di individuazione e implementazione di nuove opportunità commerciali per servizi e interventi in materia di efficienza energetica. Avvenia è una società di consulenza strategica leader del settore, accreditata come ESCO e certificata UNI CEI 11352, con un numero di progetti di efficientamento realizzati e gestiti fra i più alti in Italia, anche tramite soluzioni EPC (Energy Performance Contract).

Nell'ambito di un progetto di riorganizzazione del business Non Regolato del Gruppo Terna è stata costituita la società Terna Energy Solutions S.r.l. (T.E.S.) dalla scissione parziale di Terna Plus S.r.l. (Terna Plus) controllata al 100% da Terna S.p.A.. La Scissione, il cui progetto è stato approvato il 22 maggio 2018 dall'assemblea dei soci di Terna Plus si è perfezionata il 2 agosto 2018.

Per effetto della scissione, a T.E.S. è stato assegnato il ramo di azienda organizzato ed esercitato per lo svolgimento del business Non Regolato e le attività di energy solutions in aree geografiche nazionali o in aree diverse dal Sud America.

	CONNECTIVITY
	FIBRA OTTICA
Descrizione >	Il Progetto per il cliente Open Fiber prevede la concessione di diritti d'IRU (Indefeasible Right of Use) da parte di Terna e la messa a disposizione di servizi accessori. Sono state consegnate le dorsali di backbone che collegano tra loro i 13 POP Nazionali e progettati, ed in parte già consegnati i 41 anelli Regionali che si collegheranno ai POP Regionali (cluster A&B). La porzione più significativa del fabbisogno di fibra ottica degli anelli regionali è realizzata attraverso l'utilizzo di reti su linee aeree Terna, anche allestite nel corso dell'anno, e tramite l'acquisto selezionato di tratte di fibra ottica da terzi mediante operazioni di swap con RETELIT e con FASTWEB.
Benefici per il Cliente >	Il cliente acquisirà un'infrastruttura nuova, con performance superiori agli standard dei cavi interrati sia per affidabilità (nr. di guasti annui per km molto inferiore) che per qualità (attenuazione bassa) con risparmi significativi in termini di lunghezza rispetto a collegamenti terrestri (> al 20% sul long distance).
Benefici per il Gruppo >	Valorizzazione dell'asset f.o. di Terna attraverso la concessione diritti d'IRU e la messa a disposizione di servizi accessori.
Descrizione >	Progetto IRU fibra ottica per il cliente Fastweb: sono stati progettati e messi a disposizione del Cliente infrastrutture in fibra ottica spenta di lunga distanza per 760 km linee aeree Terna.
Benefici per il Cliente >	Il cliente acquisirà un'infrastruttura nuova, con performance superiori agli standard dei cavi interrati sia per affidabilità (nr. di guasti annui per km molto inferiore) che per qualità (attenuazione bassa) con risparmi significativi in termini di lunghezza rispetto a collegamenti terrestri (> al 20% sul long distance).
Benefici per il Gruppo >	Valorizzazione dell'asset f.o. spenta di Terna attraverso la concessione diritti d'IRU e di servizi accessori, Housing e Manutenzione.
Descrizione >	Progetto IRU fibra ottica per il cliente RETELIT: sono stati progettati e messi a disposizione del Cliente infrastrutture in fibra ottica spenta di lunga distanza per 1.150 km linee aeree Terna.
Benefici per il Cliente >	Il cliente acquisirà un'infrastruttura nuova, con performance superiori agli standard dei cavi interrati sia per affidabilità (nr. di guasti annui per km molto inferiore) che per qualità (attenuazione bassa) con risparmi significativi in termini di lunghezza rispetto a collegamenti terrestri (> al 20% sul long distance).
Benefici per il Gruppo >	Valorizzazione dell'asset f.o. di Terna attraverso la concessione diritti d'IRU e di servizi accessori, Housing e Manutenzione.

RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2018 | TERNA S.P.A. E GRUPPO TERNA 69

CONNECTIVITY - segue

SMART TOWER

Progetto Innovazione Smart Tower: il progetto Smart Tower mira alla valorizzazione della RTN ampliandone gli utilizzi da infrastruttura finalizzata esclusivamente alla trasmissione dell'energia in AT a Sistema Integrato di Monitoraggio e Protezione dell'Ambiente.

Obiettivo del progetto è offrire applicazioni e servizi a valore aggiunto, sfruttando le potenzialità dell'IoT ("Internet of things") in diversi ambiti di interesse, con particolare riferimento ai "servizi per la protezione ambientale", ai "servizi per la rete RTN" e alla "infrastruttura per la connettività".

È stata completata la realizzazione del progetto sperimentale di valorizzazione dei sostegni in Alta Tensione per il monitoraggio ambientale con l'installazione dei primi 7 tralicci Smart Tower in Sicilia e l'acquisizione dei sistemi computazionali allestiti presso due stazioni elettriche. Una ulteriore Smart Tower è stata allestita in provincia di Belluno per esigenze del sistema elettrico, mentre nella prima parte del 2019 è previsto il completamento delle 4 installazioni residue in Sicilia compresa l'attivazione dei sistemi computazionali, nonché l'installazione di una Smart Tower in Abruzzo per esigenze del sistema elettrico.

Attività di scouting start-up in corso, con potenziali clienti in fase di coinvolgimento (tra cui PA). < Benefici per il Cliente

Valorizzazione della RTN attraverso l'ampliamento degli utilizzi, passando da infrasfruttura finalizzata esclusivamente alla trasmissione dell'energia in AT a Sistema Integrato di Monitoraggio e Protezione dell'Ambiente. Valutazione dei potenziali benefici per le esigenze di TO e SO.

TRALICCI 5G

sottoscrizione di più ampi accordi quadro.

Valorizzazione Tralicci per installazione antenne nel corso del 2018. Nell'ambito del business Non Regolato, Terna sta sviluppando una strategia commerciale volta alla valorizzazione dei propri asset, ove disponibili, per l'offerta di servizi agli operatori di telecomunicazioni. Terna, non operando in qualità di operatore di telecomunicazioni, si propone sul mercato in modo neutrale per la mera messa a disposizione di infrastrutture passive (affitto di spazi sui tralicci o nelle Stazioni Elettriche, fibre ottiche spente). In particolare, è stata conclusa la negoziazione per la installazione sui tralicci Terna di antenne per la copertura di aree remote (contratto attualmente in perfezionamento per la firma con Open Fiber per un massimo di 500 tralicci nel triennio 2019-2021). Inoltre è stata avviata la negoziazione di soluzioni radio mobile con TIM e con FASTWEB (sperimentazione soluzioni 5G), i cui contratti sono in fase di perfezionamento e propedeutici alla

Possibilità per il Cliente Open Fiber di realizzare - appoggiandosi all'infrastuttura Terna e sfruttandone la diffusione capillare sul territorio - la copertura radio in tecnologia FWA (Fixed Wireless Access) nelle aree rurali appartenenti ai Cluster C e D dei bandi Infratel.

Valorizzazione della RTN mediante la definizione di Accordi Quadro per la fornitura di servizi di ospitalità a supporto degli Operatori di rete mobile.

< Benefici per il Gruppo

< Benefici per il Cliente

< Benefici per il Gruppo

< Descrizione

ENERGY SOLUTIONS

	EFFICIENZA ENERGETICA
Descrizione >	Progettazione e realizzazione di un impianto per il recupero termico di Laterlite (azienda leader nella produzione di argilla espansa, premiscelati leggeri e isolanti per l'edilizia) in collaborazione con Avvenia, nello stabilimento di Rubbiano di Solignano (Parma).
Benefici per il Cliente >	Ottimizzazione delle performance qualitative e ambientali nella produzione della Leca (Light Expanded Clay Aggregate), recupero fino all'83% del calore da reimmettere nel ciclo produttivo; contenimento del consumo di metano e una corrispondente riduzione delle emissioni annue di CO2 di circa 1.400 t.
Benefici per il Gruppo >	Modello di intervento replicabile altamente innovativo che ha generato un aumento di conoscenze tecniche e tecnologiche, nonché un apporto al fatturato di circa 0,5 milioni di euro l'anno per 5 anni.
Descrizione >	Realizzazione di un impianto di cogenerazione per il cliente ITS-SISA Detergenti S.r.l., in collaborazione con Compendia S.r.l
Benefici per il Cliente >	Sfruttare il know-how di Terna nelle attività Energy Solutions per creare valore al cliente in termini di benefici energetici e ambientali, con savings dei consumi e migliori performance di sostenibilità.
Benefici per il Gruppo >	Incremento della presenza del Gruppo nel settore dell'efficienza energetica.
Descrizione >	Realizzazione di un generatore di calore a recupero termico dei fumi dal forno Walking Beam tra Avvenia e Acciai Speciali Terni.
Benefici per il Cliente >	Recupero di calore per produrre vapore surriscaldato e preriscaldare l'acqua demineralizzata inviata alle utenze di stabilimento, attraverso un GVR (Generatore di Vapore a Recupero).
Benefici per il Gruppo >	Incremento della presenza del Gruppo nel settore dell'efficienza energetica.
Descrizione >	Progettazione e realizzazione di un sistema di trigenerazione alimentato a gas metano della potenza complessiva di circa 1.560 kWe presso lo stabilimento del cliente Tratos HV (ottobre 2018).
Benefici per il Cliente >	Sfruttare il know-how di Terna nelle attività Energy Solutions per una trasformazione del mercato elettrico verso fonti eco-compatibili.
Benefici per il Gruppo >	Incremento della presenza del Gruppo nel settore dell'efficienza energetica.
Descrizione >	Attivazione di un drone per l'assessment energetico, promosso e gestito all'interno del "Piano di Innovazione".
Benefici per il Cliente >	Realizzazione di valutazioni complete in breve tempo per l'individuazione di interventi di efficienza energetica complessi. Lo strumento sarà in grado inoltre di ispezionare aree o porzioni dello stabilimento difficilmente raggiungibili o ispezionabili (es. tetti per installazione gruppi frigo e PV, piping, ecc).
Benefici per il Gruppo >	Migliori tempi di esecuzione delle diagnosi energetiche specie in fase di post-elaborazione, automatizzando il processo di reporting e l'individuazione di guasti e dei possibili interventi. Opportunità di individuare interventi "nascosti" difficilmente rilevabili con i normali metodi di ispezione, incrementando così la pipeline dei progetti. Infine, possibilità di utilizzare lo strumento diagnostico in sinergia con altre aree di business (ad es. per ispezioni su impianti PV e impianti di rete).

MANUTENZIONE IMPIANTI DI TERZI
Rinegoziazione (ottobre 2018) dei contratti di manutenzione degli impianti con il cliente RTR.	< Descrizione
Sfruttare il posizionamento ed il know-how di Terna nelle attività di O&M assicurandosi i servizi da parte di un interlocutore autorevole ed affidabile.	< Benefici per il Cliente
Conferma del solido posizionamento di Terna tra i principali player dell'O&M su impianti fotovoltaici, grazie all'impiego di driver chiave di tipo economico e tecnico, ad un'importante ottimizzazione delle logiche di outsourcing nonché ad una sostanziale rivisitazione del modello e delle specifiche contrattuali.	< Benefici per il Gruppo
Centro di controllo ANR: implementazione di una piattaforma capace di acquisire, elaborare e processare informazioni provenienti dagli asset gestiti da Terna in ambito Energy Solutions.	< Descrizione
Oltre a rispondere ad adempimenti contrattuali il sitema permemterà l'ottimizzazione delle performance e dei processi manutentivi.	< Benefici per il Cliente
Costante monitoraggio da remoto dello stato degli impianti con diagnostica e KPI sintetici. Possibilità di attuare una pianificazione ottimizzata degli interventi di manutenzione e di implementare algoritmi ad hoc per la manutenzione predittiva sugli asset, incluso un sistema avanzato di reportistica.	< Benefici per il Gruppo
EPC - ENGINEERING, PROCUREMENT AND CONSTRUCTION
Progettazione e realizzazione della Sottostazione Elettrica AT/MT e della Linea di Connessione alla futura SE ed alla RTN degli impianti Fotovoltaici denominati "Cilea" e "Tosti" siti nel Comune di Civita Castellana (VT) per il cliente Macchiareddu.	< Descrizione
Sfruttare il posizionamento ed il know-how di Terna per la realizzazione della SE AT/MT e della linea di connesione alla futura SE ed alla RTN.	< Benefici per il Cliente
Sviluppo servizi avanzati per le fonti rinnovabili.	< Benefici per il Gruppo
Energizzazione della Stazione Elettrica AT/MT per la connessione alla RTN di un impianto da fonte eolica da 27 MW per il cliente AM Energie Rinnovabili.	< Descrizione
Sfruttare il posizionamento ed il know-how di Terna per le attività di integrazione con le rinnovabili.	< Benefici per il Cliente
Sviluppo servizi avanzati per le fonti rinnovabili.	< Benefici per il Gruppo
Energizzazione della Stazione Elettrica AT/MT per la connessione definitiva alla RTN di un parco eolico da 42 MW per il cliente Eolica Cancellara S.r.l.	< Descrizione
Sfruttare il posizionamento ed il know-how di Terna per le attività di integrazione con le rinnovabili.	< Benefici per il Cliente
Sviluppo servizi avanzati per le fonti rinnovabili.	< Benefici per il Gruppo

ENERGY SOLUTIONS - segue

	EPC - ENGINEERING, PROCUREMENT AND CONSTRUCTION (segue)
Descrizione >	Accordo Quadro con RFI (Dicembre 2018) per "Progettazione, fornitura, posa in opera, certificazione e messa in servizio delle Apparecchiature di Misura (AdM)".
Benefici per il Cliente >	Sfruttare il posizionamento ed il know-how di Terna per l'installazione di Gruppi di Misura al fine di rendere correttamente misurabili i prelievi della SSE del Gruppo FS (qualificazione puntuale dei consumi) coerentemente con la normativa vigente.
Benefici per il Gruppo >	Utilizzo delle competenze distintive del Gruppo a favore di un partner strategico.

SMART ISLAND

Descrizione > La Smart Island "Progetto Giannutri" costruita e collaudata nel corso del 2018 si configura come il primo vero progetto in Italia con l'obiettivo di realizzare la transizione energetica da un sistema a produzione Diesel ad uno a completa generazione rinnovabile.

Al progetto è stata conferita un'onorificenza per lo "Sviluppo Sostenibile 2018" e come "Good Practice of the Year 2018 - Environmental Protection".

Facendo seguito all'accordo siglato nel 2016 con il Comune di Pantelleria dalla S.Med.E. Pantelleria (l'impresa che produce e distribuisce l'energia elettrica sull'isola) e Terna Plus, nel 2018 sono proseguite le attività di progettazione preliminare per lo sviluppo della generazione rinnovabile sull'isola e per la definizione degli interventi "smart" per la sua integrazione a rete.

Le attività hanno riguardato nello specifico un impianto PV su zona industriale da circa 4 MW, con relativo Sistema di Accumulo, ed un Energy Management System per la gestione delle risorse energetiche dell'isola. Si è inoltre proceduto con la definizione di un modello innovativo di coinvolgimento della cittadinanza per lo sviluppo di impianti PV diffusi sugli edifici del centro urbano di Pantelleria.

Seguendo le linee tracciate con il protocollo di intesa siglato nel 2015 da Terna Plus con il Comune dell'Isola del Giglio, l'Ente Parco Nazionale dell'Arcipelago Toscano e la SIE, società concessionaria della produzione e distribuzione dell'energia elettrica nell'isola, sono state portate avanti tutte le attività propedeutiche allo sviluppo della generazione rinnovabile, coerentemente con il DM 14 febbraio 2017 "Copertura del fabbisogno delle isole minori non interconnesse attraverso energia da fonti rinnovabili".

Si è quindi proceduto con l'avvio delle attività finalizzate all'acquisizione della disponibilità dei terreni per la realizzazione di un impianto da circa 500 kWp con relativo sistema di Storage da 2 MW / 1 MWh in località Allume. Proseguono inoltre le attività per lo sviluppo di un innovativo impianto PV sulla discarica dell'isola necessario per raggiungere gli sfidanti obiettivi fissati dal DM 14 febbraio 2017.

Complessivamente tali interventi, oltre a minimizzare gli impatti della generazione tradizionale sulla popolazione locale, permetteranno all'isola del Giglio di catturare tutti i benefici derivanti da una transizione energetica verso forme più sostenibili, migliorandone al contempo la qualità del servizio elettrico.

Benefici per il Cliente > Realizzazione degli interventi infrastrutturali sostenibili ed a bassissimo impatto ambientale a favore della transizione energetica delle isole minori non interconnesse.

Benefici per il Gruppo > Accrescimento del know-how sulla realizzazione e l'esercizio di sistemi ibridi off-grid, alla gestione dei flussi energetici e allo sviluppo e testing di servizi di rete innovativi. Mitigazione dei rischi tecnologici legati a tecnologie chiave in ambito Energy Solution rispetto alle future realizzazioni e abilitazione di un loro miglior dimensionamento tecnico/economico.

In particolare il progetto Giannutri rafforza la credibilità di Terna nel campo delle Energy Solutions nei confronti dei principali stakeholder.

INTERCONNECTOR PRIVATI EX LEGGE 99/2009

Al fine di sostenere lo sviluppo di un mercato unico dell'energia elettrica per mezzo del potenziamento dell'infrastruttura di interconnessione con l'estero, è stata introdotta una normativa comunitaria che ha tracciato le linee guida per la realizzazione di interconnessioni con l'estero da parte di soggetti distinti dai gestori delle reti.

La normativa italiana ha recepito le indicazioni europee nella Legge 99/2009, che ha affidato a Terna il compito di selezionare, sulla base di gare pubbliche, le Società (Soggetti Selezionati) disposte a finanziare specifiche interconnessioni a fronte dei benefici loro derivanti dall'ottenimento di un Decreto di esenzione dall'accesso di terzi sulla capacità di trasporto che le relative infrastrutture renderebbero disponibile. In particolare, la Legge prevede che tali Soggetti, a fronte di un impegno al finanziamento dell'opera, affidino a Terna un mandato per la realizzazione e l'esercizio delle interconnessioni.

Sono previsti complessivamente n. 5 Interconnector con le frontiere di Francia, Montenegro (entrambi in fase avanzata di realizzazione), Austria, Svizzera e Slovenia (in corso di autorizzazione).

La nuova interconnessione in corrente continua "Italia-Francia", prevede un incremento di 1200 MW della capacità di interconnessione transfrontaliera, che passerà dai circa 3 GW attuali a oltre 4 GW.

Il Gruppo ha proseguito le attività di realizzazione della linea privata, in attuazione della L. 99/09, per conto della società Piemonte Savoia S.r.l., ceduta agli energivori il 4 luglio del 2017.

Per la tratta extra-SITAF (Società Italiana per il traforo autostradale del Frejus), a fine agosto 2018 sono stati completati i lavori per le opere civili (OOCC) e la posa cavo per l'intera tratta.

A dicembre 2018 sono stati completati lungo pertinenze autostradali A32 circa 24,5 km di OOCC e posati 12,8 km di cavo. Inoltre, per quanto attiene la tratta Media, a dicembre 2018 sono stati posati circa 14 km di cavo e realizzati circa 21 km di OOCC.

Per quanto riguarda la Stazione di Conversione di Piossasco, si è conclusa la produzione dei trasformatori e del convertitore e completati i montaggi degli edifici principali.

Prevista la realizzazione di una linea di interconnessione in corrente continua a 500 kV tra le stazioni di Villanova (IT) e Lastva (ME) con un percorso, parte in cavo sottomarino e parte in cavo terrestre, di lunghezza pari a circa 445 km. L'entrata in servizio del primo modulo dell'interconnessione consentirà di realizzare una capacità di interconnessione di 600 MW già alla fine del 2019. Dei 600 MW associati al primo modulo, una parte sarà disponibile in esenzione ai finanziatori privati.

Ad oggi sono stati completati i lavori di posa e protezione del primo cavo marino di polo tra la costa italiana (Pescara) e quella montenegrina (Kotor), e la posa dei cavi terrestri. Le stazioni di conversione sia in Italia sia in Montenegro sono in fase avanzata di realizzazione.

Il 29 marzo 2018 MISE e MATTM (Ministero dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare) hanno emesso il decreto di voltura parziale delle autorizzazioni da Monita Interconnector S.r.l. a Terna S.p.A., compatibilmente con il perimetro associato all'Interconnector privato.

Ad aprile 2018 Monita Interconnector S.r.l. ha trasmesso al MISE l'aggiornamento dell'istanza di esenzione. In data 14 giugno 2018 ARERA ha espresso con Delibera il parere positivo di propria competenza relativamente all'esenzione. Attualmente Terna è in attesa del rilascio da parte del MISE del decreto di esenzione.

interconnessioni con l'estero realizzate da privati 5

Progetto Interconnector Italia - Francia

Progetto Interconnector Italia - Montenegro

INTERCONNECTOR PRIVATI EX LEGGE 99/2009 - segue Progetto Interconnector Italia - Austria L'Interconnector Italia-Austria (progetto Reschenpass), attualmente in corso di autorizzazione, prevede la realizzazione di una nuova linea di interconnessione in corrente alternata a 220 kV fra le stazioni di Glorenza (IT) e Nauders (AT) con un percorso in cavo interrato di lunghezza pari a circa 26 km e i necessari interventi di adeguamento della rete interna. Il progetto consentirà un incremento della capacità di interconnessione transfrontaliera tra Italia e Austria di circa 300 MW che permetterà sostanzialmente di raddoppiare la capacità attualmente disponibile. Attualmente lato Italia il progetto è in fase autorizzativa, la cui conclusione è prevista nella prima parte del 2019. Il 16 luglio 2018 è stata costituita dal Gruppo Terna la società veicolo Resia Interconnector S.r.l. che, previo mandato degli Assegnatari, predisporrà e presenterà la richiesta di esenzione dal diritto di accesso dei terzi sulla capacità di trasporto che l'infrastruttura renderà disponibile. Progetto Interconnector Italia - Svizzera Il progetto, che prevede lo sviluppo di nuove linee di trasmissione fra Italia e Svizzera in parte in corrente alternata e in parte in corrente continua, è finalizzato ad incrementare la capacità di interconnessione con l'estero, sulla frontiera con la Svizzera, di circa 1 GW. Progetto Interconnector Italia - Slovenia È prevista la realizzazione di una linea in corrente continua, in parte in cavo marino, fra le stazioni di Salgareda (IT) e Beričevo (SL), nonché alcuni interventi di adeguamento della rete interna in Italia e in Slovenia. Il progetto è attualmente in autorizzazione lato Italia. L'incremento atteso della capacità transfrontaliera per circa 1 GW consentirà di portare la capacità di scambio a un valore più che doppio rispetto a quello attuale.

74 TERNA S.P.A. E GRUPPO TERNA | RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2018

Il Gruppo Terna | Il contesto energetico | Strategia e business del Gruppo | Performance | Allegati

TRASFORMATORI - GRUPPO TAMINI

Tamini opera nel settore elettromeccanico ed è leader nella progettazione, produzione, commercializzazione e riparazione di trasformatori di potenza per reti di trasmissione e distribuzione di energia elettrica, di trasformatori industriali per il settore siderurgico e metallurgico e di trasformatori speciali per convertitori con applicazioni in ambito elettrochimico.

Tamini, con più di cento anni di attività industriale, rappresenta un marchio consolidato in Italia e all'estero grazie alle capacità tecnologiche ed ingegneristiche unite alla capacità di customizzazione e flessibilità produttiva.

Tamini dispone di 6 stabilimenti situati nel Nord Italia (Melegnano, Legnano, Ospitaletto, Valdagno, Novara e Rodengo) e due società commerciali negli Stati Uniti e in India. Lo stabilimento di Rodengo è dedicato al Service, mentre nel sito produttivo di Novara si è mantenuta l'attività legata al reparto di avvolgeria, configurandosi come centro di servizio per tutti gli altri siti produttivi che producono indistintamente per i comparti Power e Industrial.

IL 2018 DEL GRUPPO TAMINI

Gli ordini di trasformatori acquisiti nel 2018 sono pari a circa 120 milioni di euro in forte crescita rispetto all'esercizio precedente del 9% e in linea con le previsioni. Gli ordini di Service del 2018 sono pari a circa 11 milioni di euro in linea con le previsioni. Il carico delle fabbriche risulta quindi in crescita rispetto alla fine del 2017 (circa +14%).

Nel corso del 2018 il volume ed il valore di trasformatori nuovi progettati, realizzati e collaudati sono incrementati di circa il 21%, in linea con le previsioni.

Grazie all'aumento dei volumi il margine operativo lordo è tornato ad essere positivo mostrando forte crescita rispetto al 2017.

Sono stati installati con successo due trasformatori con olio vegetale da 250 MVA costruiti nello stabilimento di Legnano; inoltre Tamini si è aggiudicato una gara per la produzione di un trasformatore con olio vegetale di 400 MVA.

+9%

ORDINI TRASFORMATORI

Risultati 2018

Risultati economici Non Regolato

La ripartizione dei risultati del Gruppo Terna per il settore Non Regolato, riferiti agli esercizi 2018 e 2017, è dettagliata nel prospetto seguente18.

		(€/milioni)
	2018	2017	Δ
Ricavi Non Regolato	194,9	189,1	5,8
Tamini	103,4	92,6	10,8
Connectivity	41,7	43,0	(1,3)
Energy Solutions	38,5	29,5	9,0
- EPC	14,9	10,4	4,5
- Efficienza energetica	7,2	0,1	7,1
- O&M	16,4	19,0	(2,6)
Interconnector Italia-Francia	9,0	16,0	(7,0)
Altro	2,3	8,0	(5,7)
Costi Non Regolato	134,4	126,7	7,7
EBITDA Non Regolato	60,5	62,4	(1,9)

L'EBITDA relativo al Non Regolato dell'esercizio 2018 pari a 60,5 milioni di euro, registra un lieve decremento di 1,9 milioni di euro, per effetto sostanzialmente dei ricavi cumulati sull'Interconnector privato Italia-Francia rilevati nel 2017, al netto del maggior apporto del Gruppo Tamini.

I ricavi del Non Regolato crescono di 5,8 milioni di euro, prevalentemente per i seguenti fattori:

• incremento dei ricavi del Gruppo Tamini (+10,8 milioni di euro), attribuibile principalmente all'aumento delle vendite di trasformatori nell'esercizio;
• maggiori ricavi nell'ambito delle Energy Solutions (+9 milioni di euro), principalmente per l'apporto delle attività nell'ambito dell'efficienza energetica (+7,1 milioni di euro, per il contributo di Avvenia), per le nuove commesse (+4,5 milioni di euro) al netto della riduzione dei ricavi O&M (-2,6 milioni di euro) soprattutto in ambito del fotovoltaico a seguito della rinegoziazione dei contratti con un operatore del settore;
• riduzione dei ricavi relativi al progetto dell'Interconnector privato Italia-Francia (-7 milioni di euro), dovuta ai maggiori ricavi rilevati nel 2017 per il recupero anche della quota di corrispettivo corrispondente al periodo precedente all'ottenimento dell'esenzione;
• adeguamento nel 2017 dell'esposizione alle obbligazioni contrattuali sull'operazione di cessione di un progetto fotovoltaico (-6,2 milioni di euro).

I costi del Non Regolato si incrementano di 7,7 milioni di euro, per il già citato impatto dell'incremento delle commesse del Gruppo Tamini (nel 2018 pari a 103,8 milioni di euro, +4,8 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente) e per l'apporto di Avvenia (+4,4 milioni di euro, principalmente per i costi associati a una nuova commessa acquisita nel 2018 nell'ambito dell'efficienza energetica), al netto dei minori costi per risorse esterne relativi alle controllate Terna Plus S.r.l. e Terna Energy Solutions S.r.l. dovuti alla contrazione delle commesse in corso (-1,1 milioni di euro).

¹⁸ I settori di attività del Gruppo Terna sono coerenti con il sistema di controllo di gestione interno adottato dalla Capogruppo, in linea con il Piano Strategico 2019-2023.

Internazionale

I mercati internazionali offrono l'opportunità di valorizzare all'estero le competenze che abbiamo maturato in Italia come operatore di reti di trasmissione (TSO), anche nell'attività di integrazione delle rinnovabili e di sviluppo delle linee elettriche. Siamo consapevoli che la profonda trasformazione che il mondo sta attraversando è una responsabilità condivisa.

Gli investimenti all'estero sono indirizzati verso Paesi caratterizzati da un assetto politico e regolatorio stabile e dalla necessità di realizzare infrastrutture elettriche, in ottica di diversificazione rispetto alle attività svolte in sede nazionale, anche in collaborazione con operatori energetici con consolidata presenza all'estero.

I mercati internazionali offrono opportunità in termini di sviluppo di infrastrutture di trasmissione, supportate da crescente domanda elettrica e da apertura ad operatori esterni.

Tre le priorità strategiche per Terna in ambito internazionale:

• Europa: rafforzare presenza di presidio regolatorio, di monitoraggio opportunità M&A e sviluppo di progetti di interconnessione merchant;
• LatAm: completare i progetti in corso in Brasile, Uruguay e Perù e consolidare il posizionamento nei Paesi di interesse, facendo leva sulla nuova riorganizzazione;
• Altre geografie: sviluppare servizi evoluti per valorizzare le competenze tecniche di Terna maturate in Italia. Tali iniziative sono caratterizzate da rischio basso e limitato assorbimento di capitale.

Le iniziative all'estero di interesse per il Gruppo Terna sono:

Gestione concessioni: tale modello prevede l'acquisizione e la gestione di sistemi di trasmissione all'estero mediante la partecipazione a bandi di gara internazionali per concessioni e/o sul mercato secondario, valorizzando le competenze core e l'esperienza maturata ad oggi nel contesto internazionale;

Assistenza tecnica: prevede la fornitura di servizi di consulenza e assistenza tecnica riguardo le attività core del TSO, nonché relative alla definizione e implementazione di framework regolatori e di mercato nel contesto energetico locale, nell'ottica di esportare e valorizzare competenze distintive maturate in Italia;

Energy solutions: comprende tutte le attività ad alto valore aggiunto non tradizionali volte a esportare l'esperienza maturata da Terna in Italia nell'ambito dell'energy storage e delle smart solutions;

EPC Management: le attività di EPCM permettono la valorizzazione di competenze esecutive su progetti all'estero e di gestione di infrastrutture.

Il Gruppo Terna | Il contesto energetico | Strategia e business del Gruppo | Performance | Allegati

INIZIATIVE IN CORSO IN AMERICA LATINA

Il progetto si è concluso con la consegna a febbraio 2018 delle opere aggiuntive, in linea con le previsioni.

Nel corso del 2018 sono avanzate le attività relative alla realizzazione della linea di trasmissione a 500 kV "Melo -Tacuarembò", della lunghezza di 213 km.

Sono state completate le attività di ingegneria e conclusi con successo i test di carico di tutte le tipologie di torri. Sono tutt'ora in corso le attività di ricezione e sdoganamento dei materiali, con focus particolare alle strutture delle torri.

Per quanto concerne la costruzione, sono in corso di realizzazione le opere civili della linea Melo-Tacuarembó: a fine anno risultano completate oltre il 60% delle fondazioni e nel corso della seconda parte dell'anno è stato avviato il montaggio delle torri.

L'avanzamento complessivo dell'opera è pari ad oltre il 50% e se ne prevede il completamento entro la fine del 2019.

Ad ottobre 2018 è stato ottenuto il "Proyecto de Inversion" con conseguenza di poter aderire ai benefici fiscali connessi.

Nel 2018 sono continuate le attività di costruzione delle linee e stazioni relative alle due concessioni, Santa Maria Transmissora de Energia (SMTE), nello stato di Rio Grande do Sul e Santa Lucia Transmissora de Energia (SLTE), nello stato del Mato Grosso.

Per la concessione (160 km di linea, 2 stazioni) SMTE si sono concluse le attività di costruzione e sono state eseguite con successo le prove di energizzazione.

Con decorrenza 3 ottobre 2018 ne è stata autorizzata formalmente da ONS (Operador Nacional Do Sistema Eletrico - Gestore della Rete Interconnessa Nazionale) l'entrata in servizio commerciale e sono in corso le attività di esercizio e manutenzione per la concessione.

La linea è stata realizzata per il 77% con strutture strallate monostelo a basso impatto ambientale.

Per la concessione SLTE l'avanzamento complessivo delle attività è pari al 99% e se ne prevede il completamento nel primo semestre 2019. La linea è stata realizzata per il 75% con strutture strallate monostelo a basso impatto ambientale.

Sono in corso le verifiche finali del progetto e l'ottenimento delle autorizzazioni necessarie all'entrata in esercizio commerciale. È stato altresì firmato il contratto di esercizio e manutenzione.

Proseguono le attività avviate nel 2017 per la realizzazione di 132 km di nuove linee a 138 kV tra Aguaytìa e Pucallpa.

A fine 2017 sono state avviate le attività per l'ingegneria delle infrastrutture, completate nel corso del 2018, ed è stato avviato il processo per la autorizzazione ambientale che si prevede di completare entro il primo trimestre 2019.

Per quanto riguarda permessi e autorizzazioni, è stata svolta con successo l'ultima udienza pubblica socio-ambientale con la popolazione locale ed è stata integrata la documentazione dello studio di impatto ambientale all'autorità preposta al rilascio della certificazione ambientale (Senace).

Relativamente all'ottenimento delle servitù, sono stati inventariati tutti i terreni appartenenti alla fascia di rispetto della linea ed è stata avviata l'attività di acquisizione delle servitù e dei terreni lungo il tracciato. Sono altresì iniziate le attività di procurement per i materiali della linea di trasmissione. Il completamento del progetto è previsto entro la fine del 2020.

Cile

Risultati economici dell'Internazionale

La ripartizione dei risultati del Gruppo Terna per l'area di business Internazionale, riferita agli esercizi 2018 e 2017, è dettagliata nel prospetto seguente19.

Si precisa che i "Ricavi Internazionale" includono direttamente il margine delle attività in concessione realizzate all'estero.

	(€/milioni)
	2018	2017	Δ
Ricavi Internazionale	12,5	6,5	6,0
Costi di supporto all'Internazionale	8,9	6,7	2,2
EBITDA Internazionale	3,6	(0,2)	3,8

L'EBITDA relativo all'Internazionale del 2018 è pari a 3,6 milioni di euro, in incremento di 3,8 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente principalmente per:

• gli effetti delle attività realizzative in Brasile (+12,4 milioni di euro) al netto della perdita rilevata sulla commessa per la realizzazione della linea in Uruguay (-5,4 milioni di euro);
• l'aumento dei costi di supporto all'Internazionale, pari a 2,2 milioni di euro, per i maggiori oneri relativi alle commesse in essere e alle iniziative all'estero.

¹⁹ I settori di attività del Gruppo Terna sono coerenti con il sistema di controllo di gestione interno adottato dalla Capogruppo, in linea con il Piano Strategico 2019-2023.

Focus Brasile

ELETTRODOTTO 230 kV SANTA MARIA - SANTO ÂNGELO

• Un'opera realizzata per l'80% con sostegni monostelo di tipo strallato a basso impatto ambientale.
• Linea di prioritaria importanza per lo stato del Rio Grande do Sul: permette di integrare nella rete l'energia generata dagli impianti eolici presenti nel sud del Brasile.
• Promosso uno specifico programma di responsabilità e inclusione sociale e produttiva che ha coinvolto 20 famiglie rurali indigene di etnia Guarani.

La linea a 230 kV è entrata in esercizio in data 3 ottobre 2018 con due mesi di anticipo rispetto alla data concordata con ANEEL.

ELETTRODOTTO 500 kV CUIABÀ - JAURÙ C2

• Opera realizzata per il 75% con sostegni monostelo di tipo strallato a basso impatto ambientale.
• Linea di prioritaria importanza per il sistema di trasmissione dello stato del Mato Grosso e funzionale al dispacciamento dell'energia elettrica prodotta dalle grandi centrali idroelettriche degli stati di Acre e Rondônia.
• Opera realizzata nel rispetto del territorio (avifauna esemplari di Tuiuiù individuati, siti naturali come la grotta Saranhão e il sito archeologico di Milton).

Entrata in esercizio della linea 500 kV prevista nel primo semestre 2019.

Persone

Le persone sono l'asset più importante per Terna, uno dei fattori abilitanti del nostro Piano Strategico. Le competenze e le esperienze di ognuno di noi contribuiscono a fare crescere il valore dell'azienda. Lealtà, passione e responsabilità sono i nostri valori.

Nessun cambiamento è possibile se non viene compreso, promosso e messo in pratica dalle persone. Le nostre competenze e le nostre esperienze contribuiscono ad accrescere il valore dell'azienda nel suo percorso di evoluzione e sviluppo.

COMPOSIZIONE % DEL PERSONALE	CONSISTENZA	AL 31.12.2018	AL 31.12.2017	Δ
2 15 29 % 54	Dirigenti	67	71	(4)
	Quadri	638	569	69
	Impiegati	2.290	2.021	269
	Operai	1.257	1.236	21
	TOTALE	4.252	3.897	355

L'incremento degli organici al 31 dicembre è riconducibile a 468 ingressi a fronte di 113 cessazioni. Il volume degli ingressi, oltre al programma di ricambio generazionale avviato nel corso del 2017, include l'acquisizione della società Avvenia S.r.l. e l'avvio delle nuove iniziative previste nel Piano Strategico, focalizzate in particolare sul Piano Investimenti, sullo sviluppo del business Non Regolato in Italia e all'estero e sul rafforzamento delle competenze distintive del Gruppo.

Al 31 dicembre 2018 il numero di lavoratori dipendenti in somministrazione di lavoro è stato pari a 15 (54 nel 2017).

Il tasso di turnover20 in uscita è pari al 2,42%, in riduzione rispetto al 2017, essendo stato il 2018 un anno di particolare attenzione al rafforzamento delle competenze distintive. Il tasso di uscita per dimissioni spontanee è molto contenuto (0,97%).

COMPOSIZIONE DEL PERSONALE	2018	2017	Δ
Dipendenti con contratto a tempo indeterminato	100%	100%	-
Età media	42 anni	42 anni	-
Laureati e Diplomati	94,3%	93,5%	+0,8%
Donne sul totale	13,5%	12,3%	+1,2%
Donne dirigenti e quadri (sul totale dirigenti e quadri)	19,7%	17,5%	+2,2%

L'età media della popolazione aziendale si attesta a 42 anni, in linea con il 2017. Laureati e diplomati rappresentano il 94,3% della popolazione totale, in crescita dello 0,8% rispetto al 2017.

In merito alla composizione di genere, si registra un sensibile aumento della forza lavoro femminile (+1,2%) seppur la maggioranza delle risorse del Gruppo è costituita da uomini (86,5%).

La presenza delle donne è in costante crescita negli anni, passando dal 9% del 2005 al 13,5% del 2018. Inoltre, nel 2018 il 27% delle assunzioni, al netto degli operai, ha riguardato donne, con valori in linea al 2017.

In merito alla tipologia contrattuale, il 100% delle persone è assunto con contratto a tempo indeterminato.

DINAMICA DEL PERSONALE

nuovi ingressi

468

età media 42 anni

contratti a tempo indeterminato 100 %

²⁰ I successivi commenti fanno riferimento ai dipendenti del Gruppo Terna con esclusione dei dipendenti del Gruppo Tamini (355 HC), della società Avvenia (16 HC), della società Terna Crna Gora d.o.o. (9 HC) e delle altre società estere (personale locale in Brasile, Uruguay e Perù rispettivamente 17 HC, 7 HC e 5 HC).

L'APPROCCIO DI TERNA

Sicurezza sul lavoro Sicurezza e prevenzione degli infortuni per garantire l'integrità fisica del personale sono obiettivi prioritari dell'azienda, i dati 2018 non rilevano infortuni mortali sul lavoro di dipendenti del Gruppo.

Nel corso del mese di settembre 2018, Terna ha finalizzato le analisi necessarie alla costruzione di una rafforzata e più profonda cultura della sicurezza, che si tradurrà nell'avvio del progetto "Zero Infortuni", un percorso strutturato e integrato che, attraverso una serie di iniziative di ampio raggio, mira a promuovere un approccio globale alla sicurezza coinvolgendo tutto il personale dell'azienda, ma anche coloro che a vario titolo lavorano sugli impianti di Terna. Il percorso proposto, di durata biennale, attraverso la definizione di piani di miglioramento e prevenzione tramite azioni di sensibilizzazione e formazione, mira a fare in modo che la sicurezza si incardini come un vero e proprio "stile di vita".

L'obiettivo è quello di ottenere, nel corso degli anni, una significativa riduzione degli indicatori infortunistici, al fine di raggiungere e mantenere l'obiettivo di zero infortuni.

Nel 2018, come negli anni precedenti, non si sono registrati infortuni mortali sul lavoro di dipendenti del Gruppo Terna. Il numero totale degli infortuni risulta pari a 40 di cui nessuno con una prognosi iniziale superiore a 40 giorni, mentre risultano 11 gli infortuni per prognosi con prosecuzione maggiore di 40 giorni, che non risultavano quindi gravi21 alla prima prognosi. Inoltre, si sono verificati 6 infortuni con una prognosi iniziale inferiore a 3 giorni22.

INFORTUNI SUL LAVORO, DIPENDENTI TERNA DEFINIZIONI GRI-ILO	2018	2017
Tasso di frequenza infortuni (Injury Rate)	1,28	0,81
Tasso di gravità infortuni (Lost Day Rate)	34,40	27,62
Tasso d'assenteismo (Absentee Rate)	6.937,4	6.239,9
Numero di infortuni	40	24
- di cui gravi (prognosi iniziale > 40gg)	-	1
- di cui gravi (prognosi con prosecuzione > 40gg)	11	-
- di cui mortali	-	-

Il tasso di frequenza degli infortuni e il tasso di gravità mostrano un leggero incremento rispetto al biennio precedente. Per approfondimenti sul tema si rinvia al "Rapporto di sostenibilità".

²¹ Dal 2018 è stato maggiormente dettagliato il criterio per l'individuazione di un infortunio come grave definendolo come un infortunio che comporta un'assenza complessiva dal lavoro uguale o superiore ai 40 (quaranta) giorni, escluso quello dell'evento, per prima prognosi o anche per prosecuzione con certificati medici successivi. Precedentemente si registravano come gravi solo gli infortuni con prima prognosi uguale o superiore ai 40 (quaranta) giorni, escluso quello dell'evento.

²² Dal 12 ottobre 2017 (art. 3, co. 3-bis d.l. 244/2016) vige obbligo di comunicare all'INAIL gli infortuni che comportano un'assenza dal lavoro di almeno un giorno, escluso quello dell'evento. Precedentemente vigeva l'obbligo di comunicare all'INAIL solo quelli superiori a 3 giorni, escluso quello dell'evento. La rilevazione di quelli inferiori a 3 giorni era solo interna.

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La formazione in Terna continua durante l'intera vita professionale ed è finalizzata sia a creare valore per le persone con l'accrescimento e la diversificazione delle loro competenze (employability) sia a creare valore per l'azienda attraverso lo sviluppo del capitale umano. Il Campus è il luogo dedicato all'erogazione di tutta la formazione e ha la mission di trasferire il know-how specialistico posseduto dalle risorse interne più esperte (Faculty) e da contributori esterni (università e business school).

Le ore di formazione pro capite si attestano a 55, in linea con la media del biennio 2016-17 (55,5 nella media del biennio) influenzata dal forte impegno nel supporto al processo di ricambio generazionale e al conseguente ingresso di personale tecnico e di staff.

Questo dato risulta estremamente positivo nel confronto con la media di ore erogate dalle 40 aziende del FTSE-MIB che nel 2016 (ultimo dato disponibile), è stata pari a 25,8 ore pro-capite.

In particolare, al 31 dicembre 2018, sono state erogate circa 203.000 ore di formazione prevalentemente focalizzate a rafforzare competenze professionali e tecnico-operative, garantire la compliance in materia di HSE, GDPR e D.Lgs. 231 oltre che ad agevolare l'inserimento in azienda dei neoassunti e lo sviluppo di nuove professionalità e nuovi ruoli tecnici quali ad esempio quelli multiskill.

Oltre alle iniziative formative finalizzate allo sviluppo manageriale e personale, l'Azienda ha realizzato un programma formativo finalizzato allo sviluppo e consolidamento di competenze di Project Management e certificazione PMP / PMI per una selezione di risorse operanti in ambito internazionale e ingegneria.

In tema di Innovazione è stato avviato il progetto "Terna 4.0 Go Digital", un programma di iniziative formative, pillole on line e workshop, per il rafforzamento delle attitudini digitali e lo sviluppo del pensiero orientato all'innovazione.

Nella definizione delle politiche di sviluppo delle risorse umane, Terna utilizza il "Sistema Professionale" come architettura di base per gestire ruoli, skill e percorsi di sviluppo all'interno dell'organizzazione, valorizzando le competenze e i mestieri (ossia le "famiglie professionali"), identificati sulla base dei principali processi aziendali di core business e di staff.

Tra le iniziative di Sviluppo del Capitale Umano, nel primo semestre 2018 è stata completata la progettazione di un sistema di Performance Management che propone, tra le sue principali finalità, di definire e comunicare gli obiettivi, i risultati ed i comportamenti organizzativi attesi promuovendo la cultura della valutazione e del feedback fra capo e collaboratore.

Nel secondo semestre 2018 è stato implementato un primo "pilota" che ha coinvolto circa 600 persone con l'obiettivo di una graduale estensione a tutta la popolazione aziendale a partire dal 2019.

Per ulteriori dettagli sulla remunerazione e sui piani di incentivazione si rimanda a quanto riportato nella Relazione Annuale sulla Remunerazione di TERNA S.p.A. pubblicata sul sito internet della Società (www.terna.it).

Formazione

di formazione pro-capite (vs. 25,8 media FTSE-MIB) 55 ore

Sviluppo del capitale umano

L'APPROCCIO DI TERNA (segue)

Talent Acquisition Gli inserimenti di personale dal mercato del lavoro esterno riguardano laureati - in particolare ingegneri - e diplomati di istituti professionali, in maggioranza con indirizzo elettrico. Dopo l'assunzione, i nuovi assunti maturano le conoscenze e le competenze specifiche necessarie attraverso percorsi formativi di inserimento dedicati. Il canale privilegiato attraverso il quale vengono raccolte le candidature è la sezione "Lavora con noi" del sito internet di Terna.

Con l'obiettivo di diffondere una maggiore sensibilità culturale presso le giovani generazioni e di sperimentare modalità innovative di ricerca e selezione, Terna ha organizzato, ad aprile 2018, una giornata di recruitment al Teatro Eliseo di Roma offrendo un'opportunità di crescita e apprendimento a 100 laureati in Ingegneria ed Economia. I risultati di questa giornata di selezione hanno permesso a Terna di individuare un bacino di risorse pregiate e 18 assunzioni finalizzate.

Il 2018 è stato inoltre caratterizzato da un incremento delle selezioni di profili specialistici e middle manager necessari ad acquisire nuove competenze e nuove professionalità.

Terna presidia inoltre i rapporti con scuole, università e centri per l'impiego per supportare il processo di ricerca di nuove risorse e alimentare un circolo virtuoso di scambio azienda-mondo esterno. In questa prospettiva, nel corso del 2018, è stata realizzata la seconda edizione del progetto di Alternanza Scuola Lavoro denominato «Trasmettere il Sapere» che ha coinvolto 13 Istituti professionali sul Territorio Nazionale e circa 600 studenti del 4° anno e del 5° anno.

Nell'ultimo trimestre del 2018 è stata avviata la progettazione della terza edizione del progetto di Alternanza Scuola Lavoro che proporrà una rinnovata didattica più attiva (project work, digital contest, tutoring) e coinvolgerà 15 istituti professionali sul territorio nazionale e circa 750 studenti del 4° e 5° anno.

Sono stati inoltre realizzati 13 eventi di recruiting presso Istituti Superiori per presentare l'Azienda e avviare l'iter di selezione con i diplomandi. Nel 2018 Terna ha realizzato 17 sponsorizzazioni e partnership con prestigiose Università (Stanford, Luiss, PoliMI, PoliTO, Sapienza, ecc.) e Master accreditati, ed ha stipulato più di 40 convenzioni; ha inoltre attivato 29 tirocini/stage e ha partecipato a 17 career day.

Per attirare, selezionare e valorizzare i talenti di Terna sono stati progettati 2 percorsi strutturati di inserimento in azienda denominati Onboarding: il primo rivolto ai circa 1.000 colleghi assunti negli ultimi 36 mesi (laureati e diplomati) e il secondo rivolto ai futuri neoassunti.

La formazione per tali colleghi è stata avviata a novembre 2018 (realizzate le prime 9 edizioni).

Il percorso di Onboarding prevede esperienze di Job Shadowing, formazione con aule miste diplomati laureati, attività di Counseling anche attraverso la figura del Buddy.

Welfare aziendale A seguito di specifici accordi con le Organizzazioni Sindacali nell'anno 2018 ha preso avvio l'iniziativa Terna Welfare che consente ai dipendenti del Gruppo di destinare parte del Premio di risultato all'acquisto di beni e servizi di welfare e alla previdenza complementare. L'importo scelto è esente da tassazione e incrementato del 12% grazie ad un'integrazione aggiuntiva a carico dell'Azienda. Nel definire il servizio di gestione del piano di welfare, particolare attenzione è stata data alla tipologia "Famiglia" e significativa è stata la quota di Premio destinata dai dipendenti ai rimborsi di tale tipologia di spese, specie quelle scolastiche, per le rette, le vacanze studio, i libri, le tasse.

Anche al fine di agevolare la conciliazione dei tempi di vita e lavoro, il 1 luglio 2018 è stata avviata una sperimentazione dello smart working, estesa a tutto il secondo semestre 2018, che ha riguardato una platea di circa 100 dipendenti appartenenti ad ambiti organizzativi delle sedi romane. Uno specifico accordo sindacale - sottoscritto a giugno 2018 - ha regolamentato l'istituto durante il periodo di sperimentazione. Visti gli esiti della sperimentazione, per l'anno 2019 si prevede una graduale estensione dello smart working, coinvolgendo anche i dipendenti con sede di lavoro in altri grandi centri urbani.

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Nuovo assetto organizzativo del Gruppo

Il nuovo assetto organizzativo del Gruppo, in vigore dal 1 luglio 2018, è volto a supportare il ruolo centrale di Terna nel Sistema Elettrico integrato, con la finalità di:

Ottimizzare e integrare le attività di dispacciamento real time e la pianificazione di lungo periodo Ottimizzare la gestione degli asset fisici e massimizzare l'eccellenza operativa nella progettazione, realizzazione, esercizio e manutenzione

Proprio in relazione alle due suddette finalità, sono state ridefinite, a diretto riporto dell'Amministratore Delegato, le due seguenti strutture organizzative:

• "Strategie, Sviluppo e Dispacciamento", nel cui ambito sono ricompresi i processi di strategia di sistema, pianificazione della rete, dispacciamento, regolatorio, nonché di energy & research insights;
• "Rete di Trasmissione Nazionale", nel cui ambito ricadono i processi di asset management, progettazione, realizzazione, esercizio e manutenzione degli impianti, oltre al procurement e all'ICT.

Il nuovo assetto organizzativo prevede, inoltre, un rafforzamento del presidio e delle competenze aziendali sull'innovazione attraverso la costituzione di una nuova struttura a diretto riporto dell'Amministratore Delegato, denominata Innovation, Digital & Energy Solutions.

Infine, è stata ridisegnata la funzione "Relazioni Esterne e Sostenibilità" con l'obiettivo di presidiare il crescente ruolo internazionale ed europeo negli indirizzi energetici.

In ambito territoriale, inoltre, il 9 aprile 2018 è stata inaugurata la nuova sede dell'Unità Impianti di Genova, una struttura all'avanguardia costruita secondo principi di efficienza energetica, sostenibilità ambientale e innovazione, allineata ai migliori standard dell'Azienda in tema di qualità degli ambienti di lavoro. L'investimento, pari a circa due milioni di euro, ha consentito:

• l'ammodernamento e l'ottimizzazione di circa 13.500 mq suddivisi tra uffici, servizi e locali;
• la realizzazione di un impianto fotovoltaico da 11 kW per un'illuminazione interna ed esterna a led, che limita al massimo i consumi;
• l'installazione di una vasca di laminazione interrata con 500 m3 di capacità, che rilascia l'acqua piovana in maniera lineare e costante, limitando il sovraccarico dei corsi d'acqua nel rispetto del nuovo Piano Urbanistico del Comune di Genova.

Territorio

Il confronto con le comunità locali è un passaggio fondamentale per il nostro Piano di Sviluppo della rete. Così andiamo a creare le condizioni per "costruire" insieme una rete elettrica nazionale sempre più sostenibile.

Un contesto sociale favorevole, ovvero la disponibilità di un adeguato capitale relazionale, rappresenta per Terna una condizione decisiva per realizzare nei tempi stabiliti gli investimenti previsti dal suo Piano di Sviluppo della rete e per concretizzare le opportunità di business Non Regolato, in Italia e all'estero.

Per costruire e mantenere relazioni di qualità con gli stakeholder Terna ha definito nel suo "Modello di gestione degli stakeholder" strumenti e modalità operative di coinvolgimento e monitoraggio delle opinioni, finalizzati a evitare il rischio di percepire in ritardo l'insorgere di eventuali criticità.

Ogni anno uno specifico programma di engagement individua le azioni da compiere per avvicinare le reali modalità di relazione a quelle ottimali e per ascoltare ciclicamente il maggior numero di stakeholder.

'Terna Incontra' realizzati nel 2018 in 8 regioni

AZIONI DI SOSTENIBILITÀ Stakeholder

Terna adotta sin dal 2002 un processo volontario di coinvolgimento preventivo delle istituzioni locali (amministrazioni regionali e locali, enti, ecc.) che dal 2015 è stato esteso anche ai cittadini delle comunità direttamente interessate dagli interventi attraverso incontri pubblici denominati "Terna incontra", focalizzati sull'ascolto, la progettazione condivisa e il dialogo, e diretti ad assicurare una rete sicura, efficiente e sostenibile.

Nel corso dell'anno ne sono stati realizzati 17 in otto regioni italiane: in Piemonte ad Avigliana (TO); in Lombardia a Vellezzo Bellini (PV); in Veneto ad Auronzo di Cadore (BL); in Toscana a Piombino (LI), San Vincenzo (LI) e Suvereto (LI); in Sardegna a Codrongianos (SS) e Santa Teresa di Gallura (OT - n. 2 incontri), in Campania a Bisaccia (AV), Lacedonia (AV), Napoli e Sorrento (NA), in Puglia ad Alberona (FG), Deliceto (FG) e Troia (FG); in Calabria a Cortale (CZ).

Le principali ricadute di tali iniziative hanno riguardato:

• il protocollo firmato con la Regione Veneto diretto a portare sviluppo e innovazione a costo zero per i cittadini (l'impegno più significativo è il progetto di razionalizzazione tra Venezia e Padova);
• il progetto per ammodernare e mettere in sicurezza la rete elettrica di Napoli;
• il progetto "Corridoi verdi", prima esperienza su vasta scala in Italia ed in Europa per ridurre i rischi legati alla presenza di alberi ad alto fusto in prossimità delle linee elettriche.

L'attenzione all'ambiente e alla biodiversità si concretizza, sin dal 2009, in accordi di partnership con stakeholder critici quali le principali associazioni ambientaliste, finalizzati alla ricerca di soluzioni condivise per accrescere la sostenibilità ambientale della Rete Nazionale di Trasmissione (RTN). La crescente preoccupazione per gli effetti del cambiamento climatico e la concomitante fase di "energy transition" ha ulteriormente ampliato gli ambiti di collaborazione tra Terna e queste associazioni. In particolare, nel 2016 Terna ha rinnovato e ampliato le sue partnership triennali con Legambiente, WWF e Greenpeace.

Gli orientamenti in tema di cambiamento climatico e transizione energetica approfonditi nel contesto di settore hanno amplificato il richiamo di numerosi investitori istituzionali alle grandi imprese per una consapevole e piena valutazione e gestione dei rischi di business collegati ai fattori ESG (ambientali, sociali di governance). Inoltre, con il recepimento da parte dei Paesi europei della Direttiva 2014/95/UE sulle informazioni non finanziarie (in Italia con il D. Lgs 254/2016), le grandi imprese sono oggi tenute a pubblicare una Dichiarazione di carattere Non Finanziario annuale. Di particolare rilievo, sempre in tema di trasparenza e reporting, sono le raccomandazioni della Task Force on Climate-related Financial Disclosure (c.d. Task force Bloomberg) in merito alla pubblicazione di informazioni sulle implicazioni del cambiamento climatico sulle strategie d'impresa, in termini di rischi e opportunità, considerate fondamentali sia per una migliore allocazione degli investimenti sia per il contrasto del cambiamento cui Terna da tempo da attuazione (l'approfondimento sui rischi inserito anche quest'anno, nell'ambito del paragrafo "Dispacciamento dell'energia elettrica").

Comunità locali: più coinvolgimento e condivisione

Associazioni ambientaliste: rafforzamento delle partnership

Investitori: crescente richiesta di trasparenza sugli aspetti ambientali, sociali e di governance

Innovazione in Terna

Innovazione e digitalizzazione sono indispensabili in un contesto energetico sempre più complesso. Concentriamo le scelte di sviluppo sui trend tecnologici più rilevanti per il nostro business.

La transizione energetica in atto richiede un nuovo approccio verso l'innovazione, basato sull'accelerazione strategica di un portafoglio di iniziative di Ricerca, Sviluppo ed Innovazione efficace e coerente con le strategie aziendali.

Nel corso del 2018 Terna ha deciso di accelerare ulteriormente il suo percorso di innovazione, al fine di promuovere e coordinare la ricerca e lo sviluppo delle idee e di gestire sinergicamente l'ecosistema aziendale d'innovazione, in grado di abilitare la transizione verso il nuovo modello del TSO 2.0. La transizione richiede un nuovo approccio di gestione del sistema elettrico, sempre più intelligente e flessibile sia a livello di reti, grazie alle tecnologie abilitanti dell'era 4.0, in particolar modo l'IoT (sensoristica avanzata, big data, advanced analytics), sia a livello di mercato. È necessaria quindi una profonda digitalizzazione dei processi e degli asset. Una rivoluzione senza precedenti che porterà, nel breve periodo, all'integrazione delle risorse distribuite di generazione, accumulo e domanda nel mercato dei servizi, ed all'integrazione dei mercati nazionali a livello europeo.

Tra gli strumenti messi in atto, ricordiamo l'introduzione in azienda di un processo di Open Innovation e l'identificazione di uno strutturato Piano dell'Innovazione. Oggi infatti fare innovazione richiede un approccio in grado di aprire nuovi fronti di sviluppo e collaborazione con il mondo esterno, la creazione di interazioni dinamiche, compresa una particolare attenzione verso le start-up, che portano Terna ad investire nelle iniziative tecnologiche di maggior valore per l'azienda e per il sistema elettrico ed energetico nazionale.

Il Piano di Innovazione organizza in modo coerente il flusso dell'Innovazione, dalla nascita di nuove idee fino allo sviluppo dei progetti emersi dall'R&D di queste proposte.

Le nuove iniziative, che possono nascere da esigenze interne all'azienda o grazie al processo di Open Innovation, sono inserite in un framework coerente, identificato dalle principali nuove tecnologie individuate da Terna in grado di influenzare l'Innovazione attuale e futura:

• 1. Internet of Things: Industrial IoT, Sensoristica distribuita e Dispositivi indossabili;
• 1. Energy Tech: tecnologie connesse alle nuove Energy Resources (Storage, Demand Side Response, E-mobility etc.) ed alle Smart grid;
• 1. Advanced Materials: nanotecnologie, biomimesi, smart dust.

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I principali stream progettuali strategici sono stati identificati negli ambiti Transmission Operator (T.O.) e System Operator (S.O). Per tale motivo sono state costituite le relative factories: Innovation Factory TO e Innovation Factory SO, le quali hanno la responsabilità dei progetti d'Innovazione loro attribuiti.

L'Innovation Factory TO comprende l'ambito delle Tecnologie per la Trasmissione ed è correlata, nello specifico, ai processi di Asset Management, Ingegneria e Realizzazione Impianti, supportando quindi lo scouting tecnologico, l'individuazione ed implementazione di tecnologie, processi e soluzioni innovative funzionali alle attività della Rete di Trasmissione, volti all'evoluzione della stessa in un'ottica di miglioramento continuo.

L'Innovation Factory SO comprende, sia il processo di Dispacciamento e Conduzione, il quale svolge attività di ingegneria, supervisione, controllo, conduzione e monitoraggio del sistema elettrico nazionale al fine di garantire l'adeguatezza, la sicurezza, l'economia, la continuità e la qualità ed efficienza del servizio di trasmissione secondo standard predefiniti e misurabili, che l'Ingegneria di Sistema, la quale si occupa di aggiornare e gestire il Sistema Elettrico Nazionale, di predisporre i piani di difesa e riaccensione, attua in ambito DSC le azioni da intraprendere per l'entrata in esercizio degli impianti. Si occupa inoltre del processo di studio e calcolo della rete, di taratura e sistemi di protezione, di analisi e statistica delle turbazioni, dei requisiti funzionale e d'Innovazione dei sistemi.

Nello specifico, le attività di R&D e Innovazione nell'ambito T.O. sono principalmente guidate dalle esigenze del Piano di Sviluppo: in tal senso, le priorità si focalizzano sulle tematiche HVDC, nuove tecnologie per cavi interrati, ottimizzazione linee aeree e tecnologie per l'asset management.

L'ambito S.O. è invece focalizzato principalmente nell'abilitare la partecipazione ai mercati delle risorse distribuite di generazione, della domanda elettrica e dello storage, con l'obiettivo cardine di favorire la penetrazione e l'integrazione delle Fonti Rinnovabili Non Programmabili nel Sistema Elettrico ed Energetico Nazionale. Gli stream progettuali di innovazione prioritari in tale settore sono quindi attinenti la flessibilità del Sistema Elettrico (es. progetti su vehicle-to-grid, demand side response, etc) e la gestione in sicurezza del Sistema Elettrico (es. attività di R&D sulla resilienza del Sistema Elettrico, progetti pilota sull'osservabilità migliorata delle risorse distribuite, etc).

La digitalizzazione rappresenta il principale strumento abilitante dell'innovazione ed, in generale, della transizione energetica in atto, da implementare con progetti nei seguenti ambiti: connettività (es. tecnologie IoT per l'asset management e la gestione dinamica delle reti), gestione sincrona dei dati (es. tecnologie di advanced forecasting per il data managemet ed i processi del Mercato Elettrico), gestione asincrona dei dati (es. tecnologie big data e machine learning per il data analytics e la valorizzazione dei dati storicizzati).

Le Factories

La digitalizzazione rappresenta il principale strumento abilitante dell'innovazione

Information e Cyber Risk Il supporto e la promozione dell'innovazione in azienda avviene per mezzo dei molteplici strumenti:

• Sistemi e processi di supporto alla valorizzazione asset e competenze interne: include gli strumenti per valorizzare il capitale intellettuale e condividere il know-how aziendale, nonché gli strumenti di gestione portfolio.
• Open innovation: favorisce l'apertura a nuovi fronti di sviluppo sia interni che esterni all'azienda, attraverso interazioni dinamiche con università e centri di ricerca, oltre che collaborazioni con peer e grandi player industriali, nonché l'accesso alle start-up e alle piccole-medie imprese.
• Accesso a meccanismi di incentivazione e finanziamento agevolati: si favorisce l'accesso ad incentivi (es. "credito d'imposta per le imprese che investono in attività di ricerca e sviluppo, oppure le disposizioni in materia di patent box) e a programmi di finanziamento specifici per tematiche R&D sia internazionali sia nazionali.

GESTIONE DEI RISCHI OPERATIONS

Terna adotta da tempo un Modello di "Information Security Governance" che ha permesso di individuare i principali Cyber Top Risk. È basato su policy e procedure unito a un programma operativo coordinato di Information Risk Management ("IRM"), sotto la regia ed il coordinamento del CISO (Chief Information Security Officer) del Gruppo. Nel corso del 2018 il framework delle misure di sicurezza utilizzate per la mitigazione del rischio è stato aggiornato alla Revision 5 dello standard NIST 800.53, garantendo così l'allineamento alle best practices internazionali.

È stato, inoltre, completato un progetto pilota di Cyber Risk Quantitative Analysis che è stato utilizzato per la quotazione sui mercati dei broker assicurativi di una polizza di Cyber Risk Assurance, indirizzata verso determinati scenari di rischio cyber.

Inoltre, attraverso il Computer Emergency Readiness Team (CERT), viene attuato un processo strutturato volto a identificare e contenere in maniera tempestiva gli incidenti di sicurezza, minimizzando la perdita di informazioni e promuovendo il ripristino dei servizi coinvolti.

L'OPEN INNOVATION DEL PIANO DELL'INNOVAZIONE

Settore	Descrizione
Peers energy sector & infrastructures	Stipula di accordi e collaborazioni con players del settore energetico con i quali non sussiste alcun rapporto concorrenziale (TSO, DSO, utilities, etc.). Adesione e partecipazione attiva ad associazioni e comitati internazionali di rilievo nel settore elettrico e dell'innovazione. Esempi: RTE, ENI, RFI, ENTSO-E, EASE
Università & Centri di ricerca	Collaborazioni allo scopo di promuovere e coordinare studi e ricerche con università e centri di ricerca d'eccellenza su settori di interesse strategici, concorrere alla preparazione di esperti ricercatori nel settore e promuovere e favorire iniziative finalizzate alla didattica ed alla formazione nel settore dell'Energia. Esempi: RSE, Ensiel
Large Companies and Industries	Stipula di accordi e collaborazioni con aziende fornitrici o con le quali potrebbe sussistere un rapporto concorrenziale, in merito ad ambiti di comune interesse nel settore elettrico o ad applicazioni volte a garantire maggiore sostenibilità, economicità e sicurezza nella gestione delle reti.
Startup, PMI & Venture Capital	Scouting di start up e realtà imprenditoriali mature al fine di cogliere opportunità di sviluppo di specifiche iniziative di interesse per Terna e/o di partnership industriale. Esempi: Programma "Next Energy"

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PRINCIPALI INIZIATIVE DI RICERCA E SVILUPPO

Terna e Fondazione Cariplo hanno sviluppato la terza edizione (2018-2019) dell'iniziativa mantenendo la struttura consolidata a 3 call: «Call for talent», «Call for Ideas» e «Call for Growth». La Terza edizione del Programma Next Energy è riconducibile al tema "Interazione tra infrastrutture elettriche e territorio» con un focus dedicato alla sostenibilità ambientale:

• Call for Talent: Inserimento di 10 stage della durata di 6 mesi, selezionando talenti di formazione ingegneristica, economica, matematica, fisica e statistica.
• Call for Ideas: Selezione di 10 Start-up early stage con un TRL medio-basso (2-5). Le startup selezionate saranno seguite da acceleratori/incubatori individuati da Cariplo Factory e la vincitrice sarà premiata con un voucher in servizi di 50 k€.
• Call for Growth: Selezione di Start-up mature (fino a 5) con un TRL medio-alto (5-8), selezionate sulla base di specifiche esigenze individuate da Terna finalizzata allo sviluppo di progetti pilota.

Terna ha siglato una partnership con l'acceleratore di start-up Digital Magics, piattaforma fondata nel 2004 da professionisti con esperienza nel mercato digitale che, per il settore Energy, è affiancata da Compendia come partner competente.

La prima call, conclusa il 20 Novembre, ha visto come vincitore Wisense, start-up marchigiana nata dall'idea di 3 studenti della Università di Ancona di realizzare un sistema, con tecnologie Artificial Intelligence e Machine Learning, in grado di rilevare ed analizzare i dati relativi alla propagazione di onde sismiche, potenzialmente utili ai fini degli interventi che Terna sta sviluppando in ottica di incremento della resilienza del Sistema.

Terna, nell'ambito delle proprie attività di ricerca e innovazione, ha aderito nel corso del 2017 al programma di ricerca avviato ad ottobre 2016 dal Precourt Institute of Energy dell'Università di Stanford (uno dei 30 centri di ricerca dell'Università californiana, di riferimento per l'ambito ingegneristico). Il programma, denominato Bits&Watts per richiamare la forte correlazione tra reti elettriche e digitalizzazione, mira ad individuare le soluzioni volte a favorire ed accelerare la transizione in atto nel settore elettrico, unendo le competenze di università e industria per sviluppare progetti e soluzioni innovative. Il valore strategico dell'iniziativa consiste nell'utilizzo di un approccio integrato alla ricerca declinato su 3 aree tematiche che vanno dalla gestione coordinata delle reti elettriche di trasmissione e distribuzione, all'integrazione attiva dei consumatori nel sistema elettrico fino all'analisi dei dati per lo sviluppo di nuovi tool di gestione automatica dell'energia.

Facendo seguito al Protocollo d'Intesa siglato con Ensiel (il Consorzio delle principali Università italiane operanti nel settore dei Power Systems) e all'adozione dell'innovativo format contrattuale con affidamento diretto per servizi di ricerca e sviluppo, Terna ha avviato, nel corso del 2018, 11 progetti coinvolgendo 9 Università Italiane tra le più attive nel settore dei sistemi elettrici ed energetici.

Descrizione Progetti e Programmi

Programma NEXT ENERGY ed ecosistema Startup

Call Monitower

Academy

Risorse finanziarie

La nostra gestione è guidata da un approccio che mira alla massima efficienza e al conseguimento e mantenimento di una struttura finanziaria solida, mitigando in maniera particolarmente prudenziale i potenziali rischi.

In particolare, i tratti distintivi della strategia finanziaria che ne deriva sono:

• la diversificazione delle fonti di finanziamento, ottenuta facendo ricorso sia al mercato dei capitali sia a finanziamenti sottoscritti da primari istituti di credito e istituti sovranazionali;
• un bilanciamento tra strumenti a breve e a medio-lungo termine che sia coerente con la composizione dell'attivo;
• una gestione proattiva dell'indebitamento per cogliere tutte le opportunità offerte dal mercato dei capitali;
• l'impegno a conservare un elevato merito di credito, basato su un'elevata solidità finanziaria e patrimoniale;
• una gestione attiva dei rischi finanziari della società, meglio dettagliati nella sezione "Gestione dei rischi".

In totale coerenza con la strategia di Terna, volta a coniugare investimenti e sostenibilità come volàno di crescita e creazione di valore, Terna ambisce ad imporsi come uno dei leader nel mercato della finanza sostenibile.

Questa strategia è stata attuata nel corso del 2018 tramite l'emissione green per 750 milioni di euro lanciata a luglio (tale emissione è stata successivamente incrementata fino a 1 miliardo di euro nel gennaio 2019) e ulteriormente confermata con la sottoscrizione a settembre 2018 della Revolving Credit Facility legata a indici di sostenibilità di importo pari a 900 milioni di euro (incrementati fino a 1,15 miliardi di euro a novembre 2018).

A ulteriore conferma dell'impegno a svolgere un ruolo attivo nello sviluppo della finanza sostenibile, Terna ha aderito il 15 gennaio 2019 al Corporate Forum for Sustainable Finance, un network di 16 aziende europee di primario standing che si sono impegnate a sviluppare la finanza sostenibile come strumento per combattere i cambiamenti climatici e promuovere una società più sostenibile e responsabile.

In totale coerenza con la strategia di Terna, volta a coniugare investimenti e sostenibilità come volàno di crescita e creazione di valore, Terna ambisce ad imporsi come uno dei leader nel mercato della finanza sostenibile. Questa strategia è stata attuata nel corso del 2018 tramite l'emissione obbligazionaria per 750 milioni di euro lanciata a luglio, destinata al finanziamento o al rifinanziamento dei cosiddetti "Eligible Green Projects".

Si tratta di progetti con benefici ambientali che soddisfano i criteri (utilizzo dei proventi dell'emissione, processo per la selezione e valutazione dei progetti, gestione dei proventi dell'emissione, reporting) elencati nel "Green Bond Framework" pubblicato da Terna in conformità ai "Green Bond Principles 2018" predisposti dall'ICMA (International Capital Market Association).

Nello specifico, i proventi netti delle emissioni saranno utilizzati per il finanziamento di:

• progetti finalizzati all'aumento della produzione da fonti rinnovabili ad esempio, infrastrutture che consentono la connessione di impianti di generazione da fonti rinnovabili alla rete o che permettano un maggiore afflusso di energia da fonti rinnovabili nella rete;
• progetti rivolti alla riduzione delle emissioni di CO2 del sistema attraverso la riduzione di perdite di rete - ad esempio, infrastrutture volte ad incrementare l'efficienza della rete di trasmissione elettrica;
• progetti indirizzati alla riduzione dello sfruttamento del suolo e alla tutela della biodiversità.

A settembre, inoltre, è stata firmata la prima revolving credit facility per 900 milioni di euro con un meccanismo di premio/penalità legato al raggiungimento di specifici obiettivi ambientali, sociali e di governance ("ESG"), incrementata a Novembre fino a 1,15 miliardi di euro.

Nel 2019 Terna conferma il suo commitment allo sviluppo della finanza sostenibile con l'emissione, avvenuta nel mese di gennaio, di un nuovo Green Bond nella forma di private placement come riapertura dei libri dell'emissione del luglio 2018.

Ad aprile 2019, inoltre, è stato emesso un nuovo Green Bond per 500 mln di euro destinato a investitori istituzionali. In linea con le emissioni green precedenti i proventi netti dell'emissione saranno utilizzati per finanziare gli "Eligible Green Projects" della Società.

Qualche giorno dopo la società aderisce al "Forum on Sustainable Finance", insieme ad altre aziende europee di primario standing che si sono impegnate a sviluppare la finanza sostenibile come strumento per combattere i cambiamenti climatici e promuovere una società più sostenibile e responsabile.

L'indebitamento è illustrato dettagliatamente nel paragrafo "Performance economiche, finanziarie e patrimoniali".

Finanza sostenibile

Le condizioni ottenute fanno dell'emissione Terna il miglior yield corporate del 2018 a livello nazionale

Rischio di mercato, di liquidità e di credito

GESTIONE RISCHI STRATEGY E FINANCIAL

Terna adotta un approccio dinamico alla gestione dei diversi rischi finanziari, quali quelli di mercato (rischio di tasso di interesse, di cambio e di inflazione), di liquidità e di credito. Tale approccio è caratterizzato da un continuo monitoraggio dei mercati finanziari, finalizzato a effettuare le pianificate operazioni di copertura in condizioni di mercato ritenute favorevoli, ma anche ad intervenire con fini migliorativi sulle coperture esistenti, qualora i cambiamenti nelle condizioni di mercato o nella posta coperta, rendano queste ultime inadatte o eccessivamente onerose.

Per maggiori approfondimenti si rimanda alle Note Illustrative del Bilancio e del Bilancio d'esercizio della Capogruppo.

Di seguito i principali eventi in ambito finanziario che hanno caratterizzato l'esercizio e l'inizio del 2019:

• Il 3 aprile 2019 TERNA S.p.A. ha lanciato un'emissione obbligazionaria green in Euro destinata a investitori istituzionali. L'emissione è stata realizzata nell'ambito del proprio Programma Euro Medium Term Notes (EMTN) da Euro 8.000.000.000, a cui è stato attribuito un rating "BBB+" da Standard and Poor's, "(P)Baa2" da Moody's e "BBB+" da Fitch e ammonta a 500 milioni di Euro. Il green bond ha una durata pari a 7 anni e scadenza in data 10 aprile 2026, pagherà una cedola pari all'1,000%, sarà emesso a un prezzo pari a 99,886%, con uno spread di 78 punti base rispetto al midswap e uno spread indicativo più basso di circa 100 bps rispetto al Btp di pari durata. Il costo effettivo per Terna dell'emissione risulta, quindi, pari a 1,02% rispetto a un costo medio complessivo del debito consolidato di Piano pari all'1,6%. I proventi netti dell'emissione saranno utilizzati per finanziare i c.d. eligible green projects della società.
• Il 10 gennaio 2019 Terna ha lanciato un'emissione obbligazionaria green in euro, a tasso fisso, nella forma di private placement per un totale di 250 milioni di euro, come riapertura dell'emissione obbligazionaria effettuata il 23 luglio 2018. Le obbligazioni rientrano nell'ambito del suddetto Programma Euro Medium Term Notes da euro 8.000.000.000. I titoli, aventi scadenza in data 23 luglio 2023, pagheranno una cedola pari all'1,000%, saranno emessi a un prezzo pari a 99,787%, con uno spread di 90 punti base rispetto al midswap e con uno yield pari a 1,05%, leggermente inferiore a quello dell'emissione di luglio 2018. I proventi netti dell'emissione saranno utilizzati per finanziare gli eligible green project della Società.
• Il giorno 16 novembre 2018 Terna S.p.A. ha sottoscritto un accordo modificativo dell'ESG linked Revolving Credit Facility di back-up stipulata il 24 settembre 2018 con un pool di banche formato da Banca IMI, Banco BPM, BNP Paribas e UniCredit in qualità di Joint Mandated Lead Arrangers, al fine di incrementare l'ammontare complessivo della linea di 900 milioni di euro a 1.150 milioni di euro a fronte del subentro nell'operazione di Mediobanca - Banca di Credito Finanziario quale nuovo istituto finanziatore. Rimangono fermi tutti gli altri termini e condizioni del contratto sottoscritto il 24 settembre 2018.

• Il 24 settembre 2018, a pochi giorni dal primato mondiale conseguito fra le utilities elettriche nel Dow Jones Sustainability Index 2018, Terna ha sottoscritto una ESG linked Revolving Credit Facility di back-up, nella forma di una linea "committed" (la "Linea di Credito Rotativa") per un ammontare complessivo di 900 milioni di euro con un pool di banche formato da Banca IMI, Banco BPM, BNP Paribas e UniCredit in qualità di Joint Mandated Lead Arrangers. BNP Paribas ha lavorato in partnership con Terna nel ruolo di Sustainability Coordinator. Contestualmente la società ha cancellato una linea di credito di importo pari a 750 milioni di euro in scadenza l'11 dicembre 2019. La nuova revolving credit facility, introduce elementi di sostenibilità attraverso un meccanismo di premio/penalità legato al raggiungimento di specifici obiettivi ambientali, sociali e di governance ("ESG"), avrà una durata di 5 anni e l'ammontare a disposizione sarà utilizzabile per esigenze di gestione ordinaria. Il tasso d'interesse è indicizzato all'EURIBOR maggiorato di un margine iniziale pari a 0,65% (variabile tra un minimo di 0,6% e un massimo di 1,45% a seconda del rating di Terna). L'operazione consente a Terna di poter contare su una liquidità adeguata all'attuale livello di rating e conferma il forte impegno del Gruppo nell'introduzione di un modello finalizzato a consolidare la sostenibilità come leva strategica per la creazione di valore per tutti i suoi stakeholder.
• Il 16 luglio 2018 Terna ha lanciato con successo un'emissione obbligazionaria "green" a tasso fisso per un totale di 750 milioni di euro nell'ambito del proprio Programma Euro Medium Term Notes da 8 miliardi di euro. I titoli hanno durata pari a 5 anni e pagheranno una cedola pari all'1%, con un rendimento del 1,08% (MS +80bps). Il costo del nuovo debito è inferiore rispetto a quello medio complessivo di Piano. L'operazione segna di fatto la riapertura del mercato corporate dopo alcuni mesi di stop dovuti al rialzo dei rendimenti e questo rappresenta senza dubbio un elemento positivo non solo per Terna ma per tutto il settore. La domanda ha ecceduto di sei volte l'offerta, incrementata da 500 a 750 milioni di euro nel corso della giornata di negoziazione.
• Il 15 marzo 2018 il contratto di finanziamento tipo Project Finance da 81 milioni di dollari per la realizzazione della linea a 500 kV in Uruguay, sottoscritto il 14 luglio 2017, ha vinto il premio come "Latin America Transmission/Distribution deal of the year" organizzato dalla rivista di Project Finance e Infrastrutture IJ Global (una delle maggiori a livello mondiale nel campo delle infrastrutture, con focus sul mercato dell'energia). La rivista è di proprietà di Euromoney, riconosciuta come una delle più autorevoli fonti informative del mercato finanziario a livello globale.

	BREVE TERMINE	M/L TERMINE	OUTLOOK	DATA AGGIORNAMENTO
Terna S.p.A.
Standard & Poor's	A-2	BBB+	Negativo	29 ottobre 2018
Moody's	Prime-2	Baa2	Stabile	23 ottobre 2018
Fitch	F2	BBB+	Stabile	9 novembre 2018
Repubblica Italiana
Standard & Poor's	A-2	BBB	Negativo	26 ottobre 2018
Moody's	Prime-3	Baa3	Stabile	19 ottobre 2018
Fitch	F2	BBB	Negativo	22 febbraio 2019

RATING

4 +5,5% Da operatore primario di trasmissione e dispacciamento investiamo in competenze, tecnologia e innovazione per gestire al meglio le attività di pianificazione, sviluppo e manutenzione della rete (Transmission Operator), e per garantire bilanciamento, sicurezza e qualità del servizio elettrico (System Operator). L'Italia e Terna sono al centro di un sistema caratterizzato da 25 interconnessioni con i paesi vicini: questo ci rende protagonisti dell'integrazione energetica in Europa e nel Mediterraneo. Naturalmente mettiamo questo know-how anche a servizio delle attività non regolate e all'estero.

INVESTIMENTI 2018

PERFORMANCE TITOLO TERNA 2018 +2,5%

Performace economiche, finanziarie e patrimoniali	100
Gruppo Terna	101
Il Titolo Terna	112
Terna S.p.A.	114

4 Performance

Performance

economiche, finanziarie e patrimoniali 2018

Premessa

La Relazione Finanziaria Annuale 2018 è stata redatta in accordo con le previsioni dell'art. 154 ter del D.Lgs. 58/98 introdotto dal Decreto Legislativo 6 novembre 2007, n. 195 (c.d. "Decreto Transparency"), così come modificato dal Decreto Legislativo del 27 gennaio 2010, n. 27.

In attuazione della previsione del Decreto Legislativo 28 febbraio 2005 n. 38 e del Regolamento CEE n. 1606/2002, il Bilancio d'esercizio della capogruppo Terna S.p.A. e il Bilancio consolidato del Gruppo Terna al 31 dicembre 2018 sono redatti conformemente ai principi contabili internazionali (IFRS) emessi dall'International Accounting Standards Board e omologati dalla Commissione Europea (di seguito IFRS-EU).

Il Consiglio di Amministrazione, in conformità a quanto previsto dall'art. 2364 C.C. e dall'art. 9.2 dello Statuto sociale ha deliberato di convocare l'Assemblea degli Azionisti entro centottanta giorni dalla chiusura dell'esercizio sociale, in quanto Terna S.p.A. è società tenuta alla redazione del Bilancio consolidato.

Base di presentazione

I criteri di rilevazione e di misurazione applicati nella presente Relazione Finanziaria Annuale sono conformi a quelli adottati nel Bilancio consolidato e nel Bilancio d'esercizio al 31 dicembre 2017, fatta eccezione per l'applicazione dei nuovi principi contabili IFRS 9 - Strumenti finanziari e IFRS 15 - Ricavi provenienti da contratti con i clienti, in vigore dal primo gennaio 2018. Tali principi sono stati applicati retroattivamente rilevando l'effetto cumulativo dell'applicazione iniziale, di importo non significativo, come rettifica del saldo di apertura degli utili a nuovo.

Al fine di illustrare i risultati economici del Gruppo Terna e di Terna S.p.A. e di analizzarne la struttura patrimoniale e finanziaria, sono stati predisposti schemi riclassificati distinti, diversi da quelli previsti dai principi contabili IFRS-EU adottati e contenuti rispettivamente nel Bilancio consolidato e nel Bilancio d'esercizio al 31 dicembre 2018.

Tali schemi riclassificati contengono indicatori di performance alternativi rispetto a quelli risultanti direttamente dagli schemi del Bilancio consolidato e del Bilancio d'esercizio, che il management ritiene utili ai fini del monitoraggio dell'andamento del Gruppo e di Terna S.p.A. e rappresentativi dei risultati economici e finanziari prodotti dal business.

In linea con l'orientamento ESMA/2015/1415, sono illustrati i criteri utilizzati per la costruzione di tali indicatori attraverso apposite note di riconciliazione con gli schemi contenuti nel Bilancio consolidato e d'esercizio poste in allegato alla presente Relazione sulla gestione.

Si rileva inoltre che alcuni saldi comparativi economici sono stati riclassificati al fine di una migliore esposizione, senza modificare il risultato comparativo. Tra questi si segnalano in particolare l'inclusione del margine delle attività in concessione realizzate all'estero nell'ambito dei Ricavi dell'Internazionale e la classificazione delle attività in concessione in Italia nell'ambito del settore Regolato Italia.

Gruppo Terna

Area di consolidamento

Di seguito le variazioni alla struttura del Gruppo rispetto alla situazione al 31 dicembre 2017:

• nell'ambito del progetto di individuazione e implementazione di nuove opportunità commerciali per servizi e interventi in materia di efficienza energetica, in data 15 febbraio 2018 è stata firmata l'acquisizione del 70% di Avvenia The Energy Innovator S.r.l.;
• il 16 luglio 2018 è stata costituita Resia Interconnector S.r.l., per la realizzazione dell'Interconnessione privata Italia-Austria, per la quale l'iter autorizzativo per il tratto in cavo Passo Resia - Glorenza dovrebbe concludersi nel 2019;
• Il 2 agosto 2018 è divenuta efficace la scissione parziale di Terna Plus S.r.l. (controllata al 100% della capogruppo Terna S.p.A.) in favore di una beneficiaria di nuova costituzione denominata Terna Energy Solutions S.r.l.. Il perimetro di attività scisso è focalizzato sul business Non Regolato e sulle attività di energy solutions già esercitate da Terna Plus. A quest'ultima, a seguito della scissione, fanno riferimento le attività svolte in Sud America. Con l'operazione di scissione sono state trasferite alla società TES anche le partecipazioni delle società che svolgono business Non Regolato Italia: Tamini Trasformatori S.r.l., Rete Verde 17 S.r.l., Rete Verde 18 S.r.l., Rete Verde 19 S.r.l., Rete Verde 20 S.r.l. e Avvenia The Energy Innovator S.r.l. (acquisita il 15 febbraio 2018).

Conto economico riclassificato del Gruppo

I risultati economici dell'esercizio 2018 del Gruppo Terna, raffrontati con l'esercizio precedente, sono sintetizzati nel seguente prospetto, ottenuto riclassificando i dati esposti nel Conto economico consolidato.

			(€/milioni)
2018	2017	Δ	Δ %
2.197,0	2.162,8	34,2	1,6
1.989,6	1967,2	22,4	1,1
25,5	21,1	4,4	20,9
194,9	189,1	5,8	3,1
12,5	6,5	6,0	92,3
546,4	558,9	(12,5)	(2,2)
238,8	252,6	(13,8)	(5,5)
176,5	170,4	6,1	3,6
77,9	69,4	8,5	12,2
22,6	34,9	(12,3)	(35,2)
5,1	10,5	(5,4)	(51,4)
25,5	21,1	4,4	20,9
1.650,6	1.603,9	46,7	2,9
554,1	526,5	27,6	5,2
1.096,5	1.077,4	19,1	1,8
(88,8)	(88,8)	-	-
1.007,7	988,6	19,1	1,9
296,1	294,4	1,7	0,6
711,6	694,2	17,4	2,5
5,0	5,9	(0,9)	(15,3)
706,6	688,3	18,3	2,7

(€/milioni)

EBITDA PER SETTORE	2018	2017	Δ
Regolato Italia	1.586,5	1.541,7	44,8
Non Regolato	60,5	62,4	(1,9)
Internazionale	3,6	(0,2)	3,8
EBITDA	1.650,6	1.603,9	46,7

Il Margine Operativo Lordo (EBITDA) dell'esercizio si attesta a 1.650,6 milioni di euro, in crescita di 46,7 milioni di euro rispetto ai 1.603,9 milioni di euro del 2017, principalmente per un migliore risultato del Regolato Italia.

I ricavi

			(€/milioni)
REGOLATO ITALIA	2018	2017	Δ
Ricavi tariffari	1.932,2	1.915,5	16,7
Altri ricavi regolati	31,9	30,6	1,3
Ricavi da costruzione attività in concessione in Italia	25,5	21,1	4,4
TOTALE	1.989,6	1.967,2	22,4

In particolare, i Ricavi del Regolato Italia registrano un incremento pari a 22,4 milioni di euro, imputabile principalmente al riconoscimento di alcuni oneri sorgenti non ricompresi nella tariffa di dispacciamento al netto dell'aggiornamento della tariffa di trasmissione, che riflette le differenti dinamiche di remunerazione dei lavori in corso, incluso l'effetto della rimodulazione dei perimetri regolati delle interconnessioni con l'estero.

			(€/milioni)
NON REGOLATO	2018	2017	Δ
Tamini	103,4	92,6	10,8
Servizi per terzi (TLC, Energy solutions, Altro)	82,5	80,5	2,0
Interconnector Italia-Francia	9,0	16,0	(7,0)
TOTALE	194,9	189,1	5,8

L'aumento dei Ricavi del settore Non Regolato, pari a 5,8 milioni di euro, riflette prevalentemente la crescita delle commesse del Gruppo Tamini al netto dei minori ricavi legati al progetto dell'Interconnector privato Italia-Francia (per l'effetto one-off rilevato nel 2017).

			(€/milioni)
INTERNAZIONALE	2018	2017	Δ
America Latina	10,9	4,0	6,9
Altro	1,6	2,5	(0,9)
TOTALE	12,5	6,5	6,0

Nell'ambito dell'area di business Internazionale i ricavi rilevano un incremento pari a 6 milioni di euro che riflette i risultati delle attività di investimento per i progetti in concessione in Brasile (+12,4 milioni di euro) al netto della perdita rilevata sulla commessa per la realizzazione della linea in Uruguay (-5,4 milioni di euro).

I costi

I costi operativi rilevano un decremento di 12,5 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente che, senza considerare l'incremento dei costi per attività in concessione, è ascrivibile ai seguenti fenomeni:

• Costo del personale: -13,8 milioni di euro, principalmente derivante dagli accantonamenti netti per il piano esodi avviato nel 2017 (-19,6 milioni di euro) al netto dell'effetto del significativo incremento della consistenza media derivante dall'avvio nel 2018 delle nuove iniziative previste nel Piano Strategico;
• Servizi e godimento beni di terzi: +6,1 milioni di euro, relativi prevalentemente agli aggiornamenti normativi per i canoni di attraversamento in alcune Regioni e alle prestazioni esterne, al netto della riduzione dei costi esterni delle commesse;
• Materiali: +8,5 milioni di euro, principalmente per l'incremento delle commesse in Tamini e Avvenia;
• Qualità del servizio: -5,4 milioni di euro, imputabile principalmente ai maggiori oneri sostenuti nel 2017 per gli eventi occorsi nel centro-sud Italia, rispetto alle disalimentazioni del 2018 riferite essenzialmente agli eventi nel Nord Italia del mese di ottobre;
• Altri costi: -12,3 milioni di euro, sostanzialmente per effetto dell'adeguamento dei fondi rischi del Gruppo.

La voce ammortamenti e svalutazioni dell'esercizio, pari a 554,1 milioni di euro, cresce di 27,6 milioni di euro rispetto al 2017, principalmente per l'entrata in esercizio di nuovi impianti.

Il Risultato Operativo (EBIT), dopo aver scontato gli ammortamenti e le svalutazioni, raggiunge 1.096,5 milioni di euro, rispetto ai 1.077,4 milioni di euro del 2017 (+1,8%).

Gli oneri finanziari netti dell'esercizio, pari a 88,8 milioni di euro, principalmente riferibili alla Capogruppo (84,0 milioni di euro), sono in linea con l'esercizio precedente.

A valle degli oneri finanziari netti, il risultato ante imposte si attesta a 1.007,7 milioni di euro, in aumento di 19,1 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente (+1,9%).

Le imposte sul reddito a carico dell'esercizio sono pari a 296,1 milioni di euro e si incrementano rispetto all'esercizio precedente di 1,7 milioni di euro (+0,6%), essenzialmente per effetto del maggior risultato prima delle imposte.

Il tax rate dell'esercizio si attesta al 29,4%, sostanzialmente in linea rispetto al 29,8% del 2017.

L'utile netto dell'esercizio raggiunge i 711,6 milioni di euro, in crescita di 17,4 milioni di euro (+2,5%) rispetto ai 694,2 milioni del 2017.

L'utile netto di Gruppo dell'esercizio (esclusa quindi la quota di pertinenza dei terzi) si attesta a 706,6 milioni di euro, in crescita di 18,3 milioni di euro (+2,7%) rispetto ai 688,3 milioni di euro del 2017.

Flussi finanziari

Il risultato realizzato, a valle delle rettifiche relative alle partite non monetarie e alle altre variazioni delle attività operative, ha determinato una generazione di cassa pari a 1.474,5 milioni di euro, che ha permesso di finanziare gran parte del fabbisogno complessivo legato alle attività di investimento (1.091,1 milioni di euro) e alla remunerazione del capitale proprio (486,4 milioni di euro, di cui 451,1 milioni di euro per la distribuzione dei dividendi agli azionisti), finanziato per la restante parte mediante ricorso all'indebitamento finanziario netto che si attesta a 7.899,4 milioni di euro, rispetto ai 7.796,4 milioni di euro del 2017 (+103 milioni di euro).

		(€/milioni)
	CASH FLOW 2018	CASH FLOW 2017
- Utile Netto dell'esercizio	711,6	694,2
- Ammortamenti e svalutazioni	554,1	526,5
- Variazioni nette dei fondi	(48,3)	(28,8)
- Perdite (Utili) su dismissioni cespiti nette	(3,5)	(2,1)
Autofinanziamento (Operating Cash Flow)	1.213,9	1.189,8
- Variazione del capitale circolante netto	336,6	408,3
- Altre variazioni delle Immobilizzazioni materiali e immateriali	36,0	137,5
- Variazione delle Partecipazioni	1,7	(2,7)
- Variazione delle attività finanziarie	(113,7)	(98,7)
Flusso di cassa delle attività operative (Cash Flow from Operating Activities)	1.474,5	1.634,2
- Investimenti complessivi	(1.091,1)	(1.033,9)
Flusso di cassa disponibile (Free Cash Flow)	383,4	600,3
- Dividendi agli azionisti della Capogruppo	(451,1)	(418,4)
- Riserva di patrimonio netto cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale e altri movimenti del patrimonio netto di Gruppo	(39,6)	(2,0)
- Altri movimenti patrimonio netto delle minoranze	4,3	-
Variazione indebitamento finanziario netto	(103,0)	179,9

Situazione patrimoniale-finanziaria riclassificata del Gruppo

La Situazione patrimoniale-finanziaria gestionale del Gruppo Terna al 31 dicembre 2018 e al 31 dicembre 2017 è sintetizzata nel seguente prospetto, ottenuto riclassificando i dati esposti nel Prospetto della Situazione patrimoniale-finanziaria consolidata.

			(€/milioni)
	AL 31.12.2018	AL 31.12.2017	Δ
Totale Immobilizzazioni Nette	14.083,6	13.466,4	617,2
- Attività immateriali e avviamento	519,4	505,7	13,7
- Immobili, impianti e macchinari	13.244,3	12.752,8	491,5
- Attività finanziarie	319,9	207,9	112,0
Totale Capitale Circolante Netto	(1.822,5)	(1.485,2)	(337,3)
- Debiti netti partite energia passanti	(777,6)	(852,7)	75,1
- Crediti netti partite energia a margine	313,9	335,1	(21,2)
- Debiti netti commerciali	(860,7)	(714,4)	(146,3)
- Crediti tributari netti	50,9	105,9	(55,0)
- Altre passività nette	(549,0)	(359,1)	(189,9)
Capitale Investito lordo	12.261,1	11.981,2	279,9
Fondi diversi	(307,5)	(355,8)	48,3
CAPITALE INVESTITO NETTO	11.953,6	11.625,4	328,2
Patrimonio netto di Gruppo	4.019,2	3.803,3	215,9
Patrimonio netto di pertinenza di Terzi	35,0	25,7	9,3
Indebitamento finanziario netto	7.899,4	7.796,4	103,0
TOTALE	11.953,6	11.625,4	328,2

L'incremento delle immobilizzazioni nette pari a 617,2 milioni di euro, rispetto ai valori del 31 dicembre 2017, è attribuibile prevalentemente all'effetto combinato di:

• maggiori attività finanziarie per 112,0 milioni di euro, sostanzialmente per le attività realizzative dell'esercizio sulle infrastrutture in concessione in Brasile (+94,3 milioni di euro) e all'incremento del Fondo garanzia Interconnector, istituito per la realizzazione delle opere di interconnessione di cui all'art. 32 della Legge 99/09 (+18,9 milioni di euro);
• investimenti complessivi per 1.091,1 milioni di euro, dettagliati nel seguito;
• ammortamenti dell'esercizio pari a 540,0 milioni di euro;
• altri movimenti dell'esercizio per -41,3 milioni di euro, che includono in particolare i contributi in conto impianti (prevalentemente per progetti finanziati dal MISE/UE e per varianti su richiesta di terzi); i disinvestimenti e le svalutazioni ammontano a -22,6 milioni di euro.

La variazione dell'esercizio tiene conto altresì dell'apporto derivante dall'acquisizione della società Avvenia the Energy Innovator S.r.l. (17,6 milioni di euro, sostanzialmente relativi al portafoglio contratti della società).

Gli investimenti complessivi realizzati dal Gruppo Terna nel 2018 sono pari a 1.091,1 milioni di euro, in crescita del 5,5% rispetto agli 1.033,9 milioni di euro dell'esercizio 2017. Di questi gli investimenti incentivati sono pari a 99,5 milioni di euro, rispetto ai 122,8 milioni di euro dell'esercizio precedente.

Gli investimenti Non Regolati, pari a 87,4 milioni di euro, sono relativi principalmente alla parte privata dell'interconnessione Italia-Francia.

Nel grafico seguente sono rappresentati i principali investimenti effettuati sulla RTN nel corso del 2018:

PRINCIPALI INVESTIMENTI* (milioni di euro)

Separazioni funzionali	68,4
Interconnessine Italia - Montenegro	64,7
Interconnessione Italia - Francia	56,1
Sviluppo rete F.O. Fiber for the grid	42,5
Cavi in laguna	23,6
Interconnessione penisola sorrentina	17,5
Riassetto città di Napoli	16,0
Sistemi di mitigazione rischio ghiaccio e neve	11,4
Elettrodotto Foggia - Benevento II	10,8
Adeguamento portate elettrodotti Nord-Ovest	10,7

* Importi comprensivi di Oneri Finanziari.

Nel corso del 2018, sono entrati in esercizio complessivamente 159 km di linee (Bono-Buddusò, Villanova-Cepagatti, Benevento II-Benevento III, Messina-Riviera-Villafranca, Ciminna-Casuzze, Sacca Fisola-Fusina e i raccordi stazione San Salvo, Napoli Direzionale-Napoli Levante), nonché le stazioni di San Severo, Quartu-Quartucciu, S. Teresa, San Salvo, Portella Pero, Siculiana, Ravenna zona industriale e Canino.

Il Capitale Circolante Netto si attesta a -1.822,5 milioni di euro e nel corso dell'esercizio ha generato liquidità per 337,3 milioni di euro rispetto all'esercizio 2017, riconducibili all'effetto congiunto di:

Liquidità generata

• incremento dei debiti netti commerciali per 146,3 milioni di euro, attribuibile in massima parte alle maggiori attività di investimento poste in essere nell'ultimo periodo dell'esercizio;
• riduzione dei crediti netti per partite energia a margine per 21,2 milioni di euro, riferibile principalmente all'incasso da Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali (CSEA) del premio ENSR per la qualità del servizio relativo all'anno 2016 (25,6 milioni di euro);
• aumento delle altre passività nette pari a 189,9 milioni di euro, riferibile prevalentemente all'incremento degli anticipi ricevuti dai soggetti finanziatori dell'Interconnector privato Italia-Francia (+106,1 milioni di euro), del fondo garanzia Interconnessioni istituito in capo a Terna S.p.A. in seguito all'emanazione della Legge di Stabilità 2016 (+21,9 milioni di euro) e ai contributi pubblici ricevuti nell'esercizio (per 61,6 milioni di euro, prevalentemente dal MISE).

Liquidità assorbita

PRINCIPALI INVESTIMENTI* (milioni di euro)

Separazioni funzionali 68,4

Interconnessione Italia - Francia 56,1 Interconnessine Italia - Montenegro 64,7

Sviluppo rete F.O. Fiber for the grid 42,5

Riassetto città di Napoli 16,0

Sistemi di mitigazione rischio ghiaccio e neve 11,4

Adeguamento portate elettrodotti Nord-Ovest 10,7

Elettrodotto Foggia - Benevento II 10,8

Interconnessione penisola sorrentina 17,5

Cavi in laguna 23,6

• decremento dei debiti netti per partite energia passanti per 75,1 milioni di euro derivante principalmente dall'effetto combinato di:
  • decremento dei debiti netti derivanti dalle transazioni in ambito Mercato dei Servizi di Dispacciamento - MSD (24,4 milioni di euro) e dagli sbilanciamenti (99,7 milioni di euro); tali variazioni degli oneri MSD e degli sbilanciamenti si riflettono nel Corrispettivo per l'approvvigionamento delle risorse nel Mercato dei Servizi di Dispacciamento (Uplift) il cui credito è in riduzione di 68,9 milioni di euro confrontato con il dato di fine 2017;
  • riduzione debiti netti per "unità essenziali per la sicurezza del sistema elettrico UESS" (127,2 milioni di euro) per i maggiori pagamenti deliberati dall'ARERA rispetto all'esercizio precedente;
  • maggiori crediti verso Cassa Servizi Energetici Ambientali CSEA legati al servizio di interrompibilità (10,6 milioni);
  • incremento dei debiti per la remunerazione della disponibilità della capacità produttiva di energia elettrica - capacity payment (125,4 milioni di euro) derivanti dalle partite afferenti la raccolta al netto dei pagamenti effettuati nel corso del 2018;
• decremento dei crediti tributari netti per 55 milioni di euro imputabile principalmente al decremento della posizione creditoria del Gruppo verso l'erario per IVA (-32,7 milioni di euro) derivante sostanzialmente dai maggiori acconti versati nell'esercizio precedente per effetto del Decreto Ministeriale del 27/06/2017, al netto del credito IVA maturato sui maggiori acquisti effettuati dalle società controllate nell'ultima parte dell'esercizio. Rilevano i minori crediti netti verso l'erario per imposte (-22,7 milioni di euro), per effetto essenzialmente dei maggiori acconti versati nell'esercizio precedente (determinati sulla maggiore aliquota IRES relativa al 2016) e delle maggiori imposte di competenza (essenzialmente per il maggior utile ante imposte).

Il Capitale Investito Lordo, pertanto, rileva un saldo pari a 12.261,1 milioni di euro e presenta un incremento rispetto all'esercizio precedente pari a 279,9 milioni di euro.

I fondi diversi registrano un decremento pari a 48,3 milioni di euro, principalmente attribuibile a:

• adeguamento dei fondi per i benefici ai dipendenti (-11,3 milioni di euro, con particolare riferimento all'evoluzione degli accordi riferiti allo sconto energia), agli utilizzi del fondo esodo previsti da piano di ricambio generazionale in corso (-9,6 milioni di euro), ai maggiori accantonamenti effettuati nell'esercizio precedente al fondo per i progetti di riqualificazione urbanistica e ambientale (-7,3 milioni di euro), all'esito positivo di alcuni contenziosi sorti negli esercizi precedenti (-4,9 milioni di euro) e al pagamento di oneri sorgenti verso l'ARERA (-6,6 milioni di euro);
• fondo imposte differite nette (-11,9 milioni di euro), prevalentemente per l'effetto fiscale sugli ammortamenti al netto degli utilizzi relativi alla movimentazione dei fondi rischi e oneri.

Il Capitale Investito Netto si attesta a 11.953,6 milioni di euro con un incremento di 328,2 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2017 ed è coperto dal Patrimonio netto di Gruppo per 4.019,2 milioni di euro (a fronte dei 3.803,3 milioni di euro al 31 dicembre 2017), da 35 milioni di euro di patrimonio netto di terzi (25,7 milioni di euro al 31 dicembre 2017) e dall'indebitamento finanziario netto per 7.899,4 milioni di euro (+103 milioni di euro rispetto ai 7.796,4 milioni di euro al 31 dicembre 2017).

VARIAZIONE DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO (milioni di euro)

Indebitamento finanziario

Politica finanziaria del Gruppo e indebitamento lordo

Diversificazione delle fonti di finanziamento, bilanciamento tra strumenti a breve e a medio-lungo termine a copertura degli impieghi e gestione proattiva dell'indebitamento costituiscono i tratti distintivi della politica finanziaria del Gruppo.

L'indebitamento lordo al 31 dicembre 2018 ammonta complessivamente a circa 9,6 miliardi di euro, costituito per 7,2 miliardi di euro da emissioni obbligazionarie e per 2,3 miliardi di euro da prestiti bancari. La maturity media dell'indebitamento, per la quasi totalità a tasso fisso, risulta alla fine del 2018 pari a circa 5,2 anni, in linea con il dato 2017.

Il debito obbligazionario è composto da emissioni pubbliche a da private placement nell'ambito del Programma di Emissioni Obbligazionarie EMTN da 8 miliardi di euro (a cui partecipano numerosi istituti bancari nazionali ed esteri), cui si aggiunge l'emissione stand-alone da 800 milioni di euro risalente al 2004. Rivolti allo specifico comparto degli investitori qualificati e quotati presso la Borsa del Lussemburgo, i bond Terna presentano un investor base significativamente diversificata sia sotto il profilo dei settori sia sotto il profilo geografico.

Con riferimento al debito di matrice bancaria, il principale lender di Terna è la Banca Europea per gli Investimenti (BEI); l'ammontare, al 31 dicembre 2018, del debito contratto con la BEI è pari a quasi 2,2 miliardi di euro (di cui 46 milioni di euro non ancora erogati). Grazie alla solidità del proprio profilo creditizio, Terna risulta in grado di raccogliere provvista finanziaria sul mercato bancario a condizioni estremamente favorevoli come testimoniato dal rifinanziamento della Revolving Credit Facility in scadenza nel 2019 con una nuova linea rotativa di ammontare pari a 900 milioni sottoscritta a settembre, peraltro incrementata a novembre di ulteriori 250 milioni. Attualmente le tre linee di credito rotative committed ammontano a circa di 2,5 miliardi di euro.

• Prestiti Obbligazionari
• Finanziamenti

2,3

0,1 €/miliardi

%

7,2

■ Derivati di copertura e altre passività

Indebitamento finanziario netto

L'indebitamento finanziario netto del Gruppo al 31 dicembre 2018 si attesta a 7.899,4 milioni di euro, in aumento di 103 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2017.

			(€/milioni)
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO (PER DURATA)	31.12.2018	31.12.2017	Δ
Totale Indebitamento medio e lungo termine	8.286,8	8.677,8	(391,0)
- Prestiti Obbligazionari	6.563,2	6.541,9	21,3
- Finanziamenti *	1.664,4	2.125,4	(461,0)
- Strumenti finanziari derivati	59,2	10,5	48,7
Totale Indebitamento (disponibilità) a breve	(387,4)	(881,4)	494,0
- Prestiti Obbligazionari (quote correnti)	616,7	749,9	(133,2)
- Finanziamento a breve termine	25,0	118,0	(93,0)
- Finanziamenti (quote correnti)	613,9	134,4	479,5
- Altre passività finanziarie correnti nette	89,8	105,5	(15,7)
- Attività finanziarie	(403,9)	-	(403,9)
- Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	(1.328,9)	(1.989,2)	660,3
Totale indebitamento finanziario netto	7.899,4	7.796,4	103,0
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO (PER TIPOLOGIA DI STRUMENTO)
- Prestiti Obbligazionari	7.179,9	7.291,8	(111,9)
- Finanziamenti *	2.278,3	2.259,8	18,5
- Finanziamento a breve termine	25,0	118,0	(93,0)
- Strumenti finanziari derivati	59,2	10,5	48,7
- Altre passività finanziarie nette	89,8	105,5	(15,7)
INDEBITAMENTO FINANZIARIO LORDO	9.632,2	9.785,6	(153,4)
- Attività finanziarie	(403,9)	-	(403,9)
- Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	(1.328,9)	(1.989,2)	660,3
Totale indebitamento finanziario netto	7.899,4	7.796,4	103,0

* La voce include le commissioni su finanziamenti disponibili.

L'indebitamento finanziario netto di Gruppo rileva le seguenti variazioni:

• decremento dei prestiti obbligazionari (-111,9 milioni di euro), a seguito del rimborso, nel mese di febbraio, del prestito obbligazionario emesso nel 2012 di 750 milioni di euro, dell'emissione obbligazionaria green lanciata il 23 luglio 2018 per 750 milioni di euro e dell'adeguamento al costo ammortizzato degli stessi strumenti finanziari;
• incremento dei finanziamenti (+18,5 milioni di euro) principalmente per effetto dei nuovi finanziamenti erogati (+154,2 milioni di euro) e delle quote rimborsate dei finanziamenti in essere (-134,5 milioni di euro);
• decremento dei finanziamenti a breve termine e altre passività finanziarie (-108,7 milioni di euro) relativo principalmente al rimborso di linee di credito a breve termine da parte della Capogruppo e alla liquidazione degli interessi relativi ai finanziamenti e alle coperture in essere;
• incremento degli strumenti finanziari derivati (+48,7 milioni di euro) prevalentemente per la variazione della curva dei tassi di interesse di mercato e alla variazione del nozionale del portafoglio derivati;
• incremento delle attività finanziarie (+403,9 milioni di euro) principalmente a seguito della sottoscrizione di Titoli di Stato con scadenza dicembre 2019 per un nozionale di 400 milioni di euro;
• riduzione delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti (660,3 milioni di euro). Le disponibilità liquide al 31 dicembre 2018 ammontano a 1.328,9 milioni di euro, di cui 751,5 milioni di euro investiti in depositi a breve termine e prontamente liquidabili e 577,2 milioni di euro relativi ai conti correnti bancari.

Prospetto di raccordo fra il risultato d'esercizio e il Patrimonio netto di Gruppo con gli analoghi valori della Capogruppo

La riconciliazione del Patrimonio netto e del risultato consolidati rispetto ai saldi della Capogruppo è di seguito illustrata.

	(€/milioni)
	UTILE NETTO FY2018	PATRIMONIO NETTO AL 31.12.2018
Bilancio della Capogruppo	661,3	3.850,9
Risultato e patrimonio apportato dalle Società del Gruppo:
- Società del Gruppo - Regolato Italia	62,4	116,4
- Società del Gruppo - Non Regolato	(9,5)	70,5
- Società del Gruppo - Internazionale	(4,1)	(15,3)
Valutazione società con il metodo del patrimonio netto	1,5	31,7
Bilancio consolidato totale	711,6	4.054,2
Quota di terzi - Non Regolato	5,0	35,0
Bilancio consolidato del Gruppo Terna	706,6	4.019,2

Il Titolo Terna

capital gain dalla data di quotazione

Terna e i mercati finanziari

Terna S.p.A. è quotata nel mercato telematico di Borsa italiana dal 23 giugno 2004. Dalla data di quotazione a fine 2018, il titolo si è apprezzato del 191% (capital gain) garantendo un ritorno complessivo per l'azionista (TSR23) pari al +559%, superiore sia rispetto al mercato italiano (FTSE Mib +10%), che all'indice europeo di riferimento settoriale (DJ Stoxx Utilities) che ha registrato +154%.

Le principali Borse europee hanno chiuso il 2018 segnando performance negative, frenate dai timori di un rallentamento dell'economia globale. Milano ha, infatti, perso il 16,1%, Francoforte e Parigi hanno registrato rispettivamente -20,6% e -11%, Londra ha chiuso a -12,5%, Madrid ha segnato -15%.

Andamento del Titolo Terna

Terna chiude invece il 2018 in positivo (performance annua +2,25%) a 4,953 €/azione, sovraperformando i principali peers e l'indice europeo di riferimento settoriale (DJ Stoxx Utilities -2,1%). La media giornaliera dei volumi contrattati nell'anno si è attestata a circa 6,6 milioni di pezzi giornalieri. Si ricorda anche che il 19 novembre è stato erogato l'acconto sul dividendo 2018 per 7,87 centesimi di euro per azione.

PRINCIPALI INDICATORI PER AZIONE

	2018	2017	2016	2015	2014	2013
N. azioni (milioni)	2.010	2.010	2.010	2.010	2.010	2.010
Prezzo fine anno (€/azione)	4,95	4,84	4,35	4,76	3,76	3,63
Capitalizzazione di mercato* (milioni di euro)	9.507	9.668	9.367	8.482	7.718	6.713
Prezzo medio dell'anno (€/azione)	4,73	4,81	4,66	4,22	3,84	3,34
Utile per azione (€)	0,352	0,342	0,315	0,296	0,271	0,256
Dividendo per azione (€)	0,233	0,220	0,206	0,200	0,200	0,200
Payout ratio	70,88%	69,09%	77,32%	76,30%	89,30%	88,40%
Dividend yield**	4,7%	4,5%	4,7%	4,2%	5,3%	5,5%
Ritorno totale per gli azionisti	7,3%	15,90%	-4,3%	32,5%	8,9%	27,6%

* Calcolata sulla base del prezzo medio annuo.

** Calcolato come rapporto tra il dividendo unitario di competenza dell'anno e il prezzo di fine anno.

PESO AZIONI TERNA	2018	2017
> su indice FTSE MIB	2,42%	1,94%

Fonte: Borsa Italiana.

²³ Total Shareholder Return (o TSR): rendimento complessivo di un investimento azionario, calcolato come somma di: I. capital gain: rapporto tra la variazione della quotazione dell'azione (differenza tra il prezzo rilevato alla fine e

all'inizio del periodo di riferimento) e la quotazione rilevata all'inizio del periodo stesso; II. dividendi reinvestiti: il rapporto tra i dividendi per azione distribuiti nel periodo di riferimento e la quotazione del titolo all'inizio del periodo stesso. I dividendi sono considerati reinvestiti nel titolo.

ANDAMENTO DEL TITOLO TERNA - Prezzo (2018)

Presenza negli indici di sostenibilità

L'impegno di Terna a misurare e migliorare le proprie performance ESG (Environmental, Social, Governance) trova positivo riscontro nei rating di sostenibilità.

Nel corso del 2018 Terna è stata confermata in tutti i principali indici borsistici internazionali di sostenibilità e, a settembre, in occasione della review annuale svolta dall'agenzia svizzera di rating di sostenibilità RobecoSAM che ne ha confermato la permanenza negli indici World e Europe, si è classificata Industry leader nel settore Electric Utilities.

INDICE	TERNA
BLOOMBERG GENDER EQUALITY INDEX	Inclusa da gennaio 2019
DOW JONES SUSTAINABILITY INDEX	Inclusa dal 2009
ECPI	Inclusa dal 2007
ETHIBEL SUSTAINABILITY INDEX (ESI)	Inclusa dal 2009
EURONEXT VIGEO	Dal 2012 presente nei panieri World 120, Eurozone 120 e Europe 120
FTSE ECPI	Inclusa dal 2010
FTSE4Good	Presente nell'indice (panieri Global e Europe) ininterrottamente dal 2005
MSCI GLOBAL SUSTAINABILITY	Stabilmente inclusa nell'indice dal 2007
STOXX® ESG	Inclusa nell'indice dal 2011
STOXX® LOW CARBON	Inclusa nell'indice dal febbraio 2016, data di lancio dell'indice stesso
UNITED NATIONS GLOBAL COMPACT ("GC100")	Presente nell'indice dal 2013

Nel suo "Sustainability Yearbook 2019", pubblicato a febbraio 2019, RobecoSAM ha attribuito a Terna, in quanto Industry Leader, l'appartenenza alla Gold Class.

Terna S.p.A.

Di seguito il commento ai dati economico-finanziari e patrimoniali della Capogruppo Terna S.p.A..

Conto economico riclassificato di Terna S.p.A.

Il Conto economico gestionale di Terna S.p.A. per gli anni 2018 e 2017 è sintetizzato nel seguente prospetto, ottenuto riclassificando i dati esposti nel Conto economico.

(€/milioni)

	2018	2017	Δ
TOTALE RICAVI	1.967,6	1.951,5	16,1
- Ricavi tariffari	1.800,6	1.786,4	14,2
di cui Corrispettivo Trasmissione	1.657,5	1.674,5	(17,0)
di cui Corrispettivo Dispacciamento, Misura e altri	143,1	111,9	31,2
- Altri ricavi di gestione	141,5	144,0	(2,5)
- Ricavi da costruzione attività in concessione	25,5	21,1	4,4
TOTALE COSTI OPERATIVI	452,0	464,9	(12,9)
- Costo del personale	63,6	65,7	(2,1)
- Servizi e godimento beni di terzi	343,8	332,1	11,7
- Materiali	0,9	7,0	(6,1)
- Altri costi	13,1	28,5	(15,4)
- Qualità del servizio	5,1	10,5	(5,4)
- Costi di costruzione attività in concessione	25,5	21,1	4,4
MARGINE OPERATIVO LORDO (EBITDA)	1.515,6	1.486,6	29,0
- Ammortamenti e svalutazioni	517,9	495,2	22,7
RISULTATO OPERATIVO (EBIT)	997,7	991,4	6,3
- Proventi (Oneri) finanziari netti	(78,5)	(89,8)	11,3
RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE	919,2	901,6	17,6
- Imposte dell'esercizio	257,9	261,6	(3,7)
UTILE NETTO DELL'ESERCIZIO	661,3	640,0	21,3

Il Margine Operativo Lordo (EBITDA) dell'esercizio 2018 si attesta a 1.515,6 milioni di euro, in aumento rispetto al dato dell'esercizio precedente (+29,0 milioni di euro), prevalentemente per l'effetto complessivo dell'aumento dei ricavi tariffari e della riduzione dei costi inerenti l'esito favorevole di alcuni contenziosi sorti nell'esercizio precedente.

In particolare, l'aumento dei ricavi (pari a 16,1 milioni di euro) è relativo principalmente all'incremento del corrispettivo per l'attività di dispacciamento, misura e altri (+31,2 milioni di euro), soprattutto per il riconoscimento di alcuni oneri sorgenti24 non ricompresi nel corrispettivo di dispacciamento, al netto della riduzione del corrispettivo per l'attività di trasmissione (-17,0 milioni di euro), per effetto dell'aggiornamento della tariffa che riflette il completamento nel 2017 della remunerazione dei lavori in corso e della riduzione dei volumi di energia trasportata, compensati dall'incremento della quota di proprietà della RTN. Il saldo include altresì gli impatti stimati della rivisitazione dei perimetri delle interconnessioni con l'estero.

I costi operativi rilevano una riduzione pari a 12,9 milioni di euro, principalmente per la riduzione degli altri costi (-15,4 milioni di euro) sostanzialmente per l'esito favorevole di alcuni contenziosi sorti nell'esercizio precedente, dei materiali (-6,1 milioni di euro, sostanzialmente nell'ambito delle telecomunicazioni) e dei costi inerenti alla qualità del servizio (-5,4 milioni di euro), parzialmente compensati dall'aumento dei costi per servizi e godimento beni di terzi (+11,7 milioni di euro), relativo prevalentemente alle prestazioni intersocietarie in esecuzione di appositi contratti in essere e agli aggiornamenti normativi per i canoni di attraversamento in alcune Regioni.

Gli "ammortamenti e svalutazioni" dell'esercizio sono pari a 517,9 milioni di euro, crescono di 22,7 milioni di euro rispetto al 2017, principalmente per l'entrata in esercizio di nuovi impianti.

L'EBIT (Risultato Operativo) si attesta pertanto a 997,7 milioni di euro, in aumento di 6,3 milioni di euro rispetto all'esercizio 2017.

Gli oneri finanziari netti dell'esercizio, pari a 78,5 milioni di euro, rilevano un decremento di 11,3 milioni di euro rispetto ai 89,8 milioni di euro del 2017, principalmente a causa dei maggiori interessi attivi imputabili alla maggiore liquidità investita nell'anno e al più alto rendimento ad essa associato ed altresì all'incremento degli oneri finanziari capitalizzati legati ai maggiori investimenti della Società nell'esercizio.

Le imposte sul reddito a carico dell'esercizio sono pari a 257,9 milioni di euro, in riduzione rispetto all'esercizio precedente di 3,7 milioni di euro, essenzialmente per effetti non ricorrenti.

L'Utile netto dell'esercizio di conseguenza si attesta a 661,3 milioni di euro, in aumento di 21,3 milioni di euro rispetto all'utile netto dell'esercizio 2017.

²⁴ In particolare, l'Autorità ha previsto il recupero attraverso il corrispettivo di cui all'art.44 della deliberazione 111/2006 (uplift) dei costi connessi a crediti non recuperabili relativi al periodo 2006-2015 (rif. Delibera 218/2018) e dei maggiori contributi agli oneri di funzionamento dell'Autorità relativi agli anni 2013-2017.

Flussi finanziari

I flussi finanziari negli esercizi 2018 e 2017 pro-forma25 sono evidenziati nel seguente prospetto. Il risultato realizzato, a valle delle rettifiche relative alle partite non monetarie e alle altre variazioni delle attività operative, ha determinato una generazione di cassa pari a 1.316,5 milioni di euro, che ha permesso di finanziare gran parte del fabbisogno complessivo legato alle attività di investimento (886,1 milioni di euro) e alla remunerazione del capitale proprio (485,7 milioni di euro, di cui 451,1 milioni di euro per la distribuzione dei dividendi agli azionisti), finanziato per la restante parte mediante ricorso all'indebitamento finanziario netto che si attesta a 8.101,8 milioni di euro, rispetto ai 8.046,5 milioni di euro del 2017 (+55,3 milioni di euro).

	(€/milioni)
	CASH FLOW FY2018	CASH FLOW FY2017 PRO-FORMA
- Utile Netto dell'esercizio	661,3	640,0
- Ammortamenti e svalutazioni	517,9	495,2
- Variazioni nette dei fondi	(66,1)	(18,5)
- Perdite (Utili) su dismissioni cespiti nette	(3,0)	(1,7)
Autofinanziamento (Operating Cash Flow)	1.110,1	1.115,0
- Variazione del capitale circolante netto	243,0	287,3
- Variazione delle partecipazioni	(55,7)	(30,0)
- Altre variazioni delle Immobilizzazioni materiali e immateriali	38,7	120,1
- Variazione delle attività finanziarie	(19,6)	(24,8)
Flusso di Cassa delle Attività Operative (Cash Flow from Operating Activities)	1.316,5	1.467,6
- Investimenti complessivi	(886,1)	(851,9)
Flusso di cassa disponibile (Free Cash Flow)	430,4	615,7
- Dividendi agli azionisti	(451,1)	(418,4)
- Riserva di patrimonio netto cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale e altre movimentazioni del Patrimonio netto	(34,6)	5,9
Variazione indebitamento finanziario netto	(55,3)	203,2

²⁵ La colonna comparativa "2017 pro-forma", già pubblicata lo scorso anno, tiene conto degli effetti della fusione per incorporazione in Terna S.p.A. delle società interamente controllate Terna Storage S.r.l. e Terna Rete Italia S.r.l., avvenuta nello scorso esercizio, i cui effetti contabili e fiscali decorrevano al primo gennaio 2017.

Situazione patrimoniale-finanziaria riclassificata di Terna S.p.A.

La situazione patrimoniale gestionale di Terna S.p.A. al 31 dicembre 2018 e 2017 è sintetizzata nel seguente prospetto, ottenuto riclassificando i dati esposti nel Prospetto della Situazione patrimoniale-finanziaria.

			(€/milioni)
	AL 31.12.2018	AL 31.12.2017	Δ
Totale Immobilizzazioni Nette	13.548,1	13.139,6	408,5
- Attività immateriali ed avviamento	427,7	424,3	3,4
- Immobili, impianti e macchinari	12.035,0	11.705,2	329,8
- Attività finanziarie	1.085,4	1.010,1	75,3
Totale Capitale Circolante Netto	(1.388,0)	(1.144,3)	(243,7)
- Debiti netti partite energia passanti	(799,7)	(874,4)	74,7
- Crediti netti partite energia a margine	313,9	335,1	(21,2)
- Debiti netti commerciali	(537,6)	(424,5)	(113,1)
- Debiti tributari netti	(14,2)	106,8	(121,0)
- Altre passività nette	(350,4)	(287,3)	(63,1)
Capitale Investito lordo	12.160,1	11.995,3	164,8
Fondi diversi	(207,4)	(273,5)	66,1
CAPITALE INVESTITO NETTO	11.952,7	11.721,8	230,9
Patrimonio netto	3.850,9	3.675,3	175,6
Indebitamento finanziario netto	8.101,8	8.046,5	55,3
TOTALE	11.952,7	11.721,8	230,9

Di seguito sono commentate le principali variazioni rispetto al 31 dicembre 2017.

Il Capitale Investito Netto al 31 dicembre 2018, pari a 11.952,7 milioni di euro, rileva un incremento di 230,9 milioni di euro per effetto dell'aumento delle Immobilizzazioni nette (408,5 milioni di euro), al netto della liquidità generata dal Capitale Circolante Netto (-243,7 milioni di euro), nonché dal decremento dei Fondi diversi (66,1 milioni di euro).

La variazione del Capitale Circolante Netto, pari a -243,7 milioni di euro, è principalmente riconducibile all'aumento dei debiti verso la controllata Terna Rete Italia S.p.A. per le maggiori attività di investimento consuntivate nell'ultimo periodo dell'esercizio rispetto all'analogo periodo del 2017, all'incremento del debito per IVA e per imposte sul reddito, nonché ai maggiori acconti ricevuti da terzi (in particolare dal MISE) e del fondo garanzia interconnessioni.

Le Immobilizzazioni nette registrano un incremento di 408,5 milioni di euro principalmente attribuibile agli investimenti della Società (886,1 milioni di euro), al netto dei contributi in conto impianti portati direttamente a riduzione dei cespiti (40,5 milioni di euro, prevalentemente per progetti finanziati dal MISE), degli ammortamenti dell'esercizio (503,8 milioni di euro) e dei disinvestimenti e svalutazioni (15,2 milioni di euro), nonché all'aumento di capitale sottoscritto nella controllata Terna Crna Gora d.o.o. (59,0 milioni di euro) e del Fondo Garanzia Interconnector, istituito per la realizzazione delle opere di interconnessione di cui all'art. 32 della legge 99/09 (+18,9 milioni di euro).

I fondi diversi rilevano un decremento pari a 66,1 milioni di euro, principalmente attribuibile al fondo imposte differite nette (-35,5 milioni di euro), prevalentemente per l'effetto fiscale sugli ammortamenti e sulla movimentazione dei fondi rischi e oneri, agli utilizzi del fondo esodo previsti da piano di ricambio generazionale in corso (-9,6 milioni di euro), ai maggiori accantonamenti effettuati nell'esercizio precedente al fondo per i progetti di riqualificazione urbanistica e ambientale (-7,3 milioni di euro) e all'esito positivo di alcuni contenziosi sorti negli esercizi precedenti (-5,1 milioni di euro) e al pagamento di oneri sorgenti verso l'ARERA (-6,6 milioni di euro).

L'indebitamento finanziario netto si attesta a 8.101,8 milioni di euro in aumento di 55,3 milioni di euro.

			(€/milioni)
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO (PER TIPOLOGIA DI STRUMENTO)	31.12.2018	31.12.2017	Δ
- Prestiti Obbligazionari	7.179,9	7.291,8	(111,9)
- Finanziamenti*	2.221,8	2.227,5	(5,7)
- Finanziamenti a breve termine e altre passività finanziarie	89,5	195,5	(106,0)
- Strumenti finanziari derivati	59,1	9,9	49,2
Indebitamento finanziario lordo	9.550,3	9.724,7	(174,4)
- Finanziamento a lungo e a breve verso controllate	(99,5)	-	(99,5)
- Attività finanziarie	(403,9)	-	(403,9)
- Disponibilità liquide e mezzi equivalenti (incluso il saldo netto dei c/c intersocietari)	(945,1)	(1.678,2)	733,1
Totale indebitamento finanziario netto	8.101,8	8.046,5	55,3

* La voce include le commissioni su finanziamenti disponibili.

La variazione dell'indebitamento finanziario netto della Società rileva, oltre a quanto già precedentemente commentato, i finanziamenti concessi nel corso del 2018 alle controllate in America Latina (+99,5 milioni di euro).

Proposta

all'Assemblea degli Azionisti in merito alla distribuzione del risultato di esercizio di Terna S.p.A.

Proposta di destinazione dell'utile dell'esercizio

Il Consiglio di Amministrazione di Terna S.p.A. propone di distribuire, per l'esercizio 2018, un dividendo complessivo di 468.730.134,40 euro pari a 0,2332 euro per azione, di cui 0,0787 euro per azione deliberato a titolo di acconto in data 9 novembre 2018.

Il Consiglio di Amministrazione propone pertanto di destinare l'utile netto dell'esercizio 2018 di Terna S.p.A., pari a 661.291.201,83 euro come segue:

• quanto a euro 158.186.370,40 a copertura dell'acconto sul dividendo messo in pagamento a decorrere dal 21 novembre 2018;
• quanto a euro 310.543.764,00 a saldo del dividendo da distribuire nella misura di euro 0,1545 per ognuna delle 2.009.992.000 azioni ordinarie alla data del presente Consiglio di Amministrazione da mettere in pagamento il 26 giugno 2019 con "data stacco" cedola n. 30 coincidente con il 24 giugno 2019 (record date ex art.83-terdecies del Decreto legislativo 24 febbraio 1998 n. 58 cd. "TUF": 25 giugno 2019);
• quanto a euro 192.561.067,43 a Utili a Nuovo.

Ci restano meno di dodici anni per rispettare gli impegni presi dalla comunità internazionale a Parigi e mantenere il riscaldamento del pianeta sotto il tetto di 1,5°C rispetto ai livelli pre-industriali. L'Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC) ha già attestato un aumento della temperatura del pianeta tra 0,8 e 1,2 gradi. Le fonti fossili coprono ancora oltre l'80% dei consumi globali di energia primaria ed è questo il motivo che fa della decarbonizzazione l'obiettivo condiviso a livello globale e la leva del nostro impegno per contribuire al miglioramento del pianeta.

5

Analisi di materialità	122
Quadro normativo e altre informazioni	124
Evoluzione delle consistenze	130
Indicatori alternativi di performance	134
Tabelle di riconciliazione	135

5 Allegati

Analisi di materialità

MATRICE DI MATERIALITÀ PROSPETTICA

Etica e modello di governance

EG1: Allineamento alle best practice in tema di governance EG2: Integrità nella conduzione del business

Servizio di trasmissione

ST2: Integrazione dei mercati elettrici ST3: Qualità, sicurezza e continuità del servizio elettrico

Persone e collettività

PC1: Salute/sicurezza e corrette pratiche di lavoro PC2: Sviluppo delle risorse umane PC5: Impegno sociale e impatto positivo sul territorio

• Business Management
  • BM1: Approccio strategico allo stakeholder management
  • BM2: Rispetto degli obiettivi economico-finanziari
  • BM3: Attenta gestione dei rischi
  • BM4: Selettività degli investimenti e rispetto della programmazione
  • BM5: Gestione delle relazioni con gli stakeholder locali
  • BM6: Sviluppo e diversificazione del business
  • BM7: Presidio ambientale e sociale della catena di fornitura
• Gestione degli impatti ambientali

BM8: Innovazione e ricerca

GA4: Riduzione dell'impronta ambientale del Gruppo

Nella redazione del Rapporto Integrato 2018 Terna ha tenuto conto dei principi costitutivi dell'Integrated Reporting Framework messo a punto dall'IIRC-International Integrated Reporting Council. Tra questi principi rientra la materialità, che richiama le imprese ad attenersi, nella scelta degli argomenti da trattare e dei KPI ad essi collegati, alla loro importanza effettiva in termini di relazione con la creazione di valore.

I temi trattati nel Rapporto Integrato 2018 sono coerenti con la matrice di materialità riportata nella pagina precedente. La costruzione della matrice ha condiviso in parte il processo di analisi di materialità seguito per la preparazione del Rapporto di Sostenibilità, che da dall'anno scorso assume anche la veste di "Dichiarazione di carattere non finanziario", obbligatoria ai sensi del D. Lgs. 254/2016 e anch'essa fondata sul principio di materialità.

I tratti salienti di tale processo sono i seguenti:

• selezione dei principali temi per i quali determinare la rilevanza per Terna e per gli stakeholder. La selezione è stata effettuata nel 2016, sulla base di un'approfondita analisi di documenti interni ed esterni al Gruppo. Ne sono emersi 23 temi, appartenenti a 5 aree: etica e modello di governance; servizio di trasmissione; gestione degli impatti ambientali; business management; persone e collettività;
• valutazione della rilevanza per Terna. I temi selezionati sono stati classificati in base all'importanza per Terna. La valutazione ha riguardato il livello di "active management" (presenza di policy, procedure, monitoraggi, obiettivi ecc.) relativo a ciascun tema. Il Piano strategico 2018- 2022 e il documento "Azioni e KPI di sostenibilità per il Piano Strategico 2019-2023" sono tra i principali contenuti utilizzati nella materialità 2018, nell'analisi si è tenuto conto anche della valutazione rilevata lo scorso anno attraverso la survey interna dedicata alla materialità che ha coinvolto i responsabili delle strutture di secondo livello ed è stata validata dal top management;
• valutazione della rilevanza per gli stakeholder. A ciascun tema è stato attribuito un punteggio, ottenuto combinando la rilevanza dello stesso tema per una singola categoria di stakeholder con il peso che esprime l'importanza di tale categoria nella mappa degli stakeholder di Terna. In particolare, la rilevanza del singolo tema per una data categoria di stakeholder è stata ricavata da a) analisi documentale, b) risultati di indagini specifiche (es. survey di engagement dei dipendenti, questionari raccolti presso clienti del business non regolato) e c) percezione espressa dal management rispetto alla rilevanza dei temi per gli stakeholder con cui hanno relazioni dirette.

Per approfondimenti si rimanda al paragrafo sulla materialità del Rapporto di sostenibilità-Dichiarazione di carattere non finanziario.

La matrice di materialità del Rapporto integrato si discosta da quella utilizzata per il Rapporto di sostenibilità - Dichiarazione di carattere non finanziario nei seguenti aspetti principali:

• per la valutazione della rilevanza per Terna si è fatto riferimento alla rilevanza prospettica, con riferimento all'orizzonte quinquennale del Piano Strategico 2018-2022: a partire dal livello di "active management" attuale, si è valutata per ciascun tema la necessità di investimenti da realizzare - in termini di intensificazione della capacità gestionale - per raggiungere gli obiettivi di Piano;
• per la valutazione della rilevanza per gli stakeholder si sono presi in considerazione sempre in linea con i principi IIRC - solo le opinioni riferibili alle categorie appartenenti al contesto finanziario, ovvero "azionisti" (di cui fanno parte anche gli analisti finanziari e gli investitori istituzionali) e "finanziatori" (es. banche);
• i temi posizionati nella matrice (16) sono quelli per i quali nel set di fonti analizzate è stato possibile individuare informazioni sulla rilevanza per gli stakeholder finanziari

Nella matrice, i temi di maggiore rilevanza sono quelli più distanti dall'origine, per entrambi gli assi.

Quadro normativo e altre informazioni

Sintesi dei principali provvedimenti normativi

Di seguito una breve descrizione dei principali provvedimenti normativi di interesse per il Gruppo emanati nel corso dell'esercizio 2018 e, successivamente, sino alla data di redazione della presente Relazione Finanziaria annuale.

• Legge 27 dicembre 2017, n. 205, recante bilancio di previsione dello Stato per l'anno finanziario 2018 e bilancio pluriennale per il triennio 2018-2020, pubblicata nella Gazzetta ufficiale del 29 dicembre 2017.

La legge di bilancio 2018 prevede la proroga del superammortamento e dell'iperammortamento per gli acquisti di beni strumentali effettuati nel 2019 e il decreto di imposta sulle spese in formazione 4.0. Contiene poi forme di decontribuzione per le nuove assunzioni e la possibilità per il triennio 2018-2020 di avviare a prepensionamento, fino a 7 anni prima della maturazione dei requisiti pensionistici, in caso di accordo tra datore e lavoratori per il versamento dei contributi.

• Decreto-legge 12 luglio 2018, n. 87, recante disposizioni urgenti per la dignità dei lavoratori e delle imprese, convertito con legge 9 agosto 2018, n. 96, pubblicata nella Gazzetta ufficiale dell'11 agosto 2018, n. 186.

Il decreto-legge interviene in materia di iperammortamento escludendo dal beneficio i beni trasferiti all'estero e in materia di credito di imposta sull'aumento della spesa in ricerca e sviluppo escludendo dalla detrazione i beni immateriali acquisiti da altre imprese del medesimo gruppo. Subordina poi l'accesso agli aiuti di stato al mantenimento dei livelli occupazioni e produttivi sul territorio nazionale. Pone inoltre limiti più stringenti alla rinnovabilità dei contratti a tempo determinato e prevede un aumento dei contributi da versare in relazione a tali rapporti di lavoro.

• Decreto legislativo 10 agosto 2018, n. 107, recante norme di adeguamento della normativa nazionale alle disposizioni del regolamento (UE) n. 596/2014, relativo agli abusi di mercato e che abroga la direttiva 2003/6/CE e le direttive 2003/124/UE, 2003/125/CE e 2004/72/CE, pubblicato nella Gazzetta ufficiale del 14 settembre 2018.

Il decreto adegua la normativa nazionale sugli abusi di mercato al regolamento UE 596/2014 e prevede l'obbligo per gli emittenti strumenti finanziari di informare il pubblico dei fatti che, se resi pubblici, potrebbero avere un effetto significativo sul valore degli strumenti stessi. Sanziona, inoltre, la condotta di cd "tipping", che consiste nel comunicare informazioni privilegiate al di fuori del normale esercizio della propria ordinaria occupazione, professione o funzione.

• Decreto-legge 23 ottobre 2018, n. 119, recante disposizioni urgenti in materia fiscale e finanziaria, convertito con legge 17 dicembre 2018, n. 136, pubblicata nella Gazzetta ufficiale del 18 dicembre 2018, n. 293.

Il decreto reca disposizioni in materia di fatturazione elettronica, liquidazione dell'IVA e proroga al 2022 del "reverse charge".

• Decreto-legge 14 dicembre 2018, n. 135, recante disposizioni urgenti in materia di sostegno e semplificazione per le imprese e per la pubblica amministrazione, pubblicato nella Gazzetta ufficiale del 14 dicembre 2018, n. 290.

Il decreto-legge prevede l'abrogazione delle norme che prevedevano la tenuta del libro unico in via telematica da gennaio e riformula le disposizioni del Codice appalti relative ai motivi di esclusione degli operatori economici.

• Legge 30 dicembre 2018, n. 145, recante bilancio di previsione dello Stato per l'anno finanziario 2019 e bilancio pluriennale per il triennio 2019-2021, pubblicata nella Gazzetta ufficiale del 31 dicembre 2018, n. 302.

La legge di bilancio 2019 proroga l'iperammortamento per il 2019, fissando a 20 milioni di euro il limite all'importo ammissibile al beneficio e rendendo progressive le aliquote applicabili ai fini dell'ammortamento; proroga anche il credito di imposta sulle spese per la formazione 4.0 e prevede forme di decontribuzione per le nuove assunzioni, in particolare per giovani neolaureati con il massimo dei voti e neodottorati. La legge prevede la riduzione al 25% dell'aliquota per la detrazione delle spese incrementali in ricerca e sviluppo, se relative a voci di spesa quali i costi del personale non subordinato e i contratti con start up e pmi innovative non appartenenti al medesimo gruppo; abolisce, inoltre, l'ACE, l'agevolazione che consentiva la deducibilità dall'imponibile di un rendimento nozionale correlato all'incremento di capitale proprio dell'impresa. Infine, estende dal 20 al 40% la quota di IMU deducibile ai fini della determinazione del reddito di impresa e consente l'applicazione di una aliquota IRES ridotta al 15% per gli utili reinvestiti in beni strumentali e nell'aumento del costo del personale dipendente.

Delibere dell'Autorità per la Regolazione di Energia Reti e Ambiente

Viene di seguito riportata una sintesi delle principali deliberazioni di interesse adottate dall'Autorità per la Regolazione di Energia Reti e Ambiente (ARERA) nel corso dell'esercizio 2018 e successivamente, sino alla data di redazione della presente Relazione finanziaria annuale.

• Delibera 44/2018/R/eel: Rettifiche alla remunerazione di quantità accettate nel mercato di bilanciamento in revoca di quantità accettate nella fase di programmazione di cui al mercato dei servizi di dispacciamento ex-ante, al fine di erogare il servizio di riserva secondaria.
• Delibera 129/2018/R/eel: Disposizioni urgenti in ordine a meccanismi di incentivazione degli output del servizio di trasmissione. Adeguamento delle disposizioni in materia di riconoscimento di incentivi a progetti con rischi elevati.
• Delibera 261/2018/R/eel: Modifiche e integrazioni ai criteri e alle condizioni per la disciplina del sistema di remunerazione della disponibilità di capacità produttiva di energia elettrica.
• Delibere 290/2018/R/eel: Approvazione della proposta per la ripartizione dei costi regionali relativi all'intraday coupling sui confini italiani ai sensi dell'articolo 80 del Regolamento (UE) 2015/1222 (CACM).
• Delibera 292/2018/R/eel: Verifica degli adempimenti contrattuali della società Terna S.p.A. e della società Gestore dei Mercati Energetici S.p.A. per l'avvio del coupling unico infragiornaliero.
• Delibera 338/2018/I/eel: Aggiornamento del parere dell'Autorità 701/2016/I/eel per la concessione di un'esenzione ad una quota dell'interconnessione in corrente continua "Italia-Montenegro".
• Delibera 363/2018/R/eel: Aggiornamento, in riduzione, del corrispettivo a copertura dei costi per la remunerazione del servizio di interrompibilità del carico e del corrispettivo di reintegrazione oneri salvaguardia, a decorrere dal 1 luglio 2018.
• Delibera 383/2018/R/eel: Approvazione del regolamento, predisposto da Terna S.p.A. ai sensi della deliberazione dell'Autorità 300/2017/R/eel, relativo al progetto pilota per la partecipazione al mercato per il servizio di dispacciamento (MSD) delle unità di produzione rilevanti non oggetto di abilitazione obbligatoria.
• Delibera 402/2018/R/eel: Approvazione del regolamento, predisposto da Terna S.p.A. ai sensi della deliberazione dell'Autorità 300/2017/R/eel, relativo al progetto pilota per la fornitura del servizio di regolazione primaria della frequenza per il tramite di unità di produzione rilevanti integrate con sistemi di accumulo.
• Delibera 386/2018/R/eel: Disposizioni in merito alla suddivisione della rete rilevante in zone, in esito al processo di revisione svolto ai sensi del regolamento UE 2015/1222 (CACM).
• Delibera 422/2018/R/eel: Approvazione del regolamento, predisposto da Terna S.p.A. ai sensi della deliberazione dell'Autorità 300/2017/R/eel, relativo al progetto pilota per la partecipazione di unità virtuali miste al mercato per il servizio di dispacciamento (MSD). Adeguamento della deliberazione dell'Autorità 300/2017/R/eel.

Il Gruppo Terna | Il contesto energetico | Strategia e business del Gruppo | Performance | Allegati

• Delibera 534/2018/R/eel: Determinazioni in materia di impianti essenziali. Modifiche e integrazioni alla disciplina di riferimento.
• Delibera 535/2018/R/eel: Approvazione della proposta di termini e condizioni relativi al bilanciamento, presentata ai sensi del regolamento UE 2017/2195 (Regolamento Balancing) e verifica di conformità di relative proposte di modifica del codice di trasmissione, dispacciamento, sviluppo e sicurezza della rete.
• Delibera 592/2018/R/eel: Approvazione delle modifiche al Codice di trasmissione, dispacciamento, sviluppo e sicurezza della rete predisposto da Terna S.p.A. ai fini dell'implementazione del Regolamento (UE) 2016/631. Integrazione del Testo Integrato Connessioni Attive.
• Delibera 628/2018/R/eel: Avvio di procedimento per l'implementazione della regolazione dello scambio dati tra Terna S.p.A., le imprese di distribuzione di energia elettrica e i "significant grid user" ai fini dell'esercizio in sicurezza del sistema elettrico nazionale.
• Delibera 668/2018/R/eel: Incentivazione economica degli interventi di incremento della resilienza delle reti di distribuzione dell'energia elettrica.
• Delibera 670/2018/R/eel: Aggiornamento delle tariffe per l'erogazione del servizio di trasmissione dell'energia elettrica, per l'anno 2019 e decisioni in merito alle istanze per incentivi a specifici progetti con rischi elevati.
• Parere 674/2018/R/eel: Valutazione dello schema di Piano Decennale di Sviluppo della Rete di Trasmissione Nazionale 2018.
• Delibera 675/2018/R/eel: Approvazione del regolamento predisposto da Terna per l'approvvigionamento della disponibilità di risorse per la regolazione di tensione nell'area di Brindisi. Ulteriori disposizioni e progetti pilota relativi alla regolazione di tensione.
• Delibera 692/2018/R/eel: Modifiche alla deliberazione dell'Autorità 627/2016/R/eel e disposizioni in materia di pianificazione dello sviluppo della Rete di trasmissione elettrica.
• Delibera 698/2018/R/eel: Determinazione di parametri e obiettivi per il meccanismo di incentivazione dell'output del servizio di trasmissione relativo alla realizzazione di capacità di trasporto interzonale.
• Delibera 699/2018/R/eel: Meccanismi di incentivazione secondo la logica output based di interventi finalizzati a promuovere l'efficienza nel servizio di dispacciamento.
• Delibera 705/2018/R/eel: Aggiornamento dei corrispettivi di dispacciamento 2019.

Per maggiori dettagli sulle delibere sopra evidenziate, oltre che sulle ulteriori delibere adottate dall'Autorità per la Regolazione di Energia Reti e Ambiente (ARERA) si rinvia al sito istutizionale www.arera.it.

Altre informazioni

Si presentano nel seguito ulteriori informazioni richieste da specifiche norme di legge o di settore.

Azioni proprie

La Capogruppo non possiede né ha acquistato o ceduto nel corso del presente esercizio, neanche indirettamente, azioni proprie, di CDP Reti S.p.A. o di Cassa Depositi e Prestiti S.p.A..

Rapporti con parti correlate

Le operazioni con parti correlate compiute dal Gruppo Terna nel 2018 sono rappresentate sostanzialmente da prestazioni facenti parte della ordinaria gestione e regolate a condizioni di mercato, come più ampiamente descritto nel Bilancio consolidato e d'esercizio al 31 dicembre 201826.

Le regole di Corporate Governance della Capogruppo assicurano che tali operazioni siano effettuate nel rispetto dei criteri di correttezza procedurale e sostanziale e alle stesse condizioni che si applicherebbero a controparti indipendenti e in coerenza con la disciplina per la trasparenza informativa nei confronti del mercato.

Si precisa che, nel corso del 2018, non sono state poste in essere operazioni di maggiore rilevanza27, né operazioni soggette agli obblighi informativi in quanto rientranti nei casi di esclusione previsti dal Regolamento stesso.

Informazione sugli assetti proprietari

Le informazioni richieste dall'art. 123-bis "Informazione sugli assetti proprietari" del Testo unico delle disposizioni in materia di intermediazione finanziaria (Decreto Legislativo 24 febbraio 1998, n. 58) sono riportate in una relazione distinta approvata dal Consiglio di Amministrazione di Terna ("Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari" relativa all'esercizio 2018, reperibile sul sito internet di Terna S.p.A. (www.terna.it - nella sezione "Investor Relations").

²⁶ Si precisa che i rapporti intervenuti con i componenti del Collegio Sindacale della Capogruppo, con particolare riferimento ai compensi di competenza, sono evidenziati nell'ambito della Nota di commento alla voce "Servizi" della Nota illustrativa del Bilancio consolidato e d'esercizio al 31 dicembre 2018, a cui si rinvia. Inoltre, in attuazione della Delibera CONSOB n. 18049 del 23 dicembre 2011, l'informativa sui compensi di competenza dei "componenti degli organi di amministrazione e di controllo, dei direttori generali", nonché sulle partecipazioni dagli stessi detenute, nonché degli altri soggetti previsti dal menzionato articolo, è inserita nell'ambito della Relazione annuale sulla remunerazione pubblicata nei termini di legge.

²⁷ Ovvero operazioni con parti correlate individuate in conformità a quanto previsto dall'Allegato 3 del "Regolamento recante disposizioni in materia di operazioni con parti correlate" (adottato con Delibera CONSOB n. 17221 del 12 marzo 2010, successivamente modificato con Delibera CONSOB n. 17389 del 23 giugno 2010).

²⁸ In quanto "operazioni rientranti nell'ordinario esercizio dell'attività operativa della Società o delle controllate o collegate o dell'attività finanziaria alla medesima connessa, purché concluse a condizioni equivalenti a quelle di mercato o standard".

Il Gruppo Terna | Il contesto energetico | Strategia e business del Gruppo | Performance | Allegati

Attestazioni ai sensi dell'articolo 2.6.2, commi 7 e 8, del Regolamento dei Mercati organizzati e gestiti da Borsa Italiana S.p.A. in ordine alle condizioni di cui agli articoli 15 e16 del Regolamento Mercati CONSOB (n. 20249 del 28 dicembre 2017 in G.U. n. 1 del 2.1.2018)

In ordine alle disposizioni dell'articolo 36 del Regolamento recante norme di attuazione del decreto legislativo 24 febbraio 1998, n. 58 in materia di mercati adottato con delibera n. 16191/2007 e alle corrispondenti novellate disposizioni dell'art. 15 del nuovo testo di detto Regolamento adottato con delibera Consob n. 20249 del 28 dicembre 2017 ("Regolamento Mercati CONSOB"), Terna S.p.A. non detiene alcuna partecipazione di controllo rilevante ai sensi della citata normativa in società costituite e regolate dalla legge di Stati non appartenenti all'Unione Europea.

In ordine alle disposizioni dell'articolo 37 dello stesso Regolamento Mercati CONSOB e alle corrispondenti novellate disposizioni dell'art. 16 del nuovo testo di detto Regolamento, Terna S.p.A. risulta soggetta al controllo di fatto di Cassa Depositi e Prestiti S.p.A., attualmente detenuto attraverso CDP Reti S.p.A. (società per azioni controllata da Cassa Depositi e Prestiti S.p.A.) che possiede una partecipazione pari al 29,851% del capitale sociale. La verifica, da cui è emersa l'esistenza di siffatto controllo, è stata effettuata dalla stessa Cassa Depositi e Prestiti e resa nota alla Società e alla CONSOB sin dal 19 aprile 2007 e, successivamente, con lettere del 30 ottobre 2014 e 2 dicembre 2014. Allo stato non è stata formalizzata né es+ercitata alcuna attività di direzione e coordinamento; Terna S.p.A. esercita la propria attività direttamente o attraverso le proprie controllate in condizioni di autonomia gestionale e negoziale.

Adesione al processo di semplificazione normativa ex Delibera CONSOB n. 18079 del 20 gennaio 2012

Ai sensi dell'art. 3 della Delibera CONSOB n. 18079 del 20 gennaio 2012, Terna ha deliberato di aderire al regime di semplificazione previsto dagli artt. 70, comma 8, e 71, comma 1-bis, del Regolamento CONSOB n. 11971 del 14 maggio 1999 e s.m.i. (Regolamento Emittenti CONSOB), avvalendosi pertanto della facoltà di derogare agli obblighi di pubblicazione dei documenti informativi prescritti in occasione di operazioni significative di fusione, scissione, aumenti di capitale mediante conferimento di beni in natura, acquisizioni e cessioni.

Evoluzione delle consistenze

Si presenta di seguito il dettaglio della variazione delle consistenze degli impianti disponibili all'uso rispetto la situazione al 31 dicembre 2017.

DETTAGLIO SU STAZIONI ELETTRICHE DI PROPRIETÀ GRUPPO TERNA*

(AL 31/12)	UNITÀ DI MISURA	2018	2017	Δ	Δ %
380 kV
Stazioni	n.	164	164	0	0,00
Potenza trasformata	MVA	115.258	114.008	1.250	1,10
220 kV
Stazioni	n.	150	150	0	0,00
Potenza trasformata	MVA	31.417	31.317	100	0,32
Tensioni inferiori (≤150 kV)
Stazioni	n.	567	557	10	1,80
Potenza trasformata	MVA	3.914	3.890	24	0,62
Totale
Stazioni	n.	881	871	10	1,15
Potenza trasformata	MVA	150.589	149.215	1.374	0,92

* MVA calcolati al terzo decimale e arrotondati all'unità. Percentuali calcolate al quinto decimale e arrotondate al secondo decimale.

Il Gruppo Terna | Il contesto energetico | Strategia e business del Gruppo | Performance | Allegati

DETTAGLIO SU ELETTRODOTTI DI PROPRIETÀ GRUPPO TERNA*

(AL 31/12)	UNITÀ DI MISURA	2018	2017	Δ	Δ %
380 kV
Lunghezza terne	km	12.496	12.487	9	0,07
Lunghezza linee	km	11.315	11.305	10	0,09
220 kV
Lunghezza terne	km	11.915	11.915	(0)	0,00
Lunghezza terne	km	9.549	9.549	1	0,01
Tensioni inferiori (≤150 kV)
Lunghezza terne	km	50.031	50.123	(92)	(0,18)
Lunghezza linee	km	46.806	46.852	(46)	(0,10)
Totale
Lunghezza terne	km	74.442	74.525	(83)	(0,11)
in aereo	km	71.043	71.182	(139)	(0,20)
in cavo interrato	km	1.945	1.880	65	3,47
in cavo sottomarino	km	1.454	1.463	(9)	(0,61)
Lunghezza linee	km	67.671	67.706	(35)	(0,05)
in aereo	km	64.271	64.363	(91)	(0,14)
in cavo interrato	km	1.945	1.880	65	3,47
in cavo sottomarino	km	1.454	1.463	(9)	(0,61)
Incidenza collegamenti in corrente continua (200 - 380 - 500 kV)
Terne	km	2.077	2.077
Incidenza % sul totale	%	2,79	2,79
Linee	km	1.757	1.757
Incidenza % sul totale	%	2,60	2,60

* Km calcolati al terzo decimale e arrotondati all'unità. Percentuali calcolate al quinto decimale.

PRINCIPALI VARIAZIONI DELLE CONSISTENZE IMPIANTI DEL GRUPPO TERNA

Stazioni

Impianti nuovi:

Si segnalano le seguenti nuove attivazioni:

• stazione di smistamento di Santa Teresa di Gallura [SS] (n. 5 stalli 150 kV);
• stazione di smistamento di Canino 150 [VT] (n. 3 stalli 150 kV);
• stazione di smistamento di San Salvo [CH] (n. 6 stalli 132 kV);
• stazione di smistamento di Ravenna Z.I. [RA] (n. 3 stalli 132 kV);
• stazione di trasformazione di La Rosa 2 [LI] (n. 1 stallo 132 kV);
• e le seguenti acquisizioni:
• stazione di smistamento di Bussento [SA] (n. 5 stalli 150 kV);
• stazione di smistamento di Tanagro [SA] (n. 5 stalli 150 kV);
• stazione di smistamento di Portella Pero [PA] (n. 4 stalli 150 kV);
• stazione di smistamento di Siculiana [PA] (n. 3 stalli 150 kV).

Si rileva inoltre l'inclusione in consistenza della stazione di Stornarella [FG] e l'attivazione in assetto provvisorio della futura stazione di Belcastro 380 [CZ].

Impianti esistenti:

• ricostruzione in blindato della stazione di San Antonio [BZ] (n. 6 stalli 220 kV);
• attivazione di n. 18 nuovi stalli linea nelle stazioni di Villanova (n. 2 stalli 380 kV), Benevento III (n. 1 stallo 380 kV e n. 2 stalli 150 kV), Cassano 380, Cassano d'Adda e Castelluccia (n. 1 stallo 220 kV cadauna), Vaglio (n. 2 stalli 150 kV), Aprilia 150, Butera, Rumianca e San Severo (n. 1 stallo 150 kV cadauna), BAS Bergamo, Bistagno, Cornegliano e Tavazzano (n. 1 stallo 132 kV cadauna);
• attivazione di n. 10 nuovi stalli macchina e/o rifasamento nelle stazioni di Redipuglia (n. 1 stallo 380 kV e n. 1 stallo 220 kV), Benevento III e San Severo (n. 1 stallo 380 kV e n. 1 stallo 150 kV cadauna), Brindisi Sud e Erchie (n. 1 stallo 380 kV cadauna), Cassano 380 (n. 1 stallo 220 kV), Porto Tolle (n. 1 stallo 132 kV);
• attivazione di n. 1 nuovo stallo parallelo 150 kV nella stazione di San Severo;
• demolizione e/o disattivazione di n. 6 stalli nelle stazioni di Benevento II (n. 2 stalli 150 kV), S. Rocco (n. 2 stalli 132 kV), Diano Marina (n. 2 stalli 66 kV).

Trasformatori

Si segnalano le seguenti nuove attivazioni:

• n. 1 nuovo autotrasformatore 380 / 220 kV da 600 MVA nella stazione di Redipuglia;
• n. 1 nuovo autotrasformatore 380 / 150 kV da 400 MVA nella stazione di Benevento III;
• n. 1 nuovo autotrasformatore 380 / 150 kV da 250 MVA nella stazione di San Severo;
• n. 1 nuovo autotrasformatore 380 / 132 kV da 250 MVA nella stazione di Travagliato;
• n. 1 nuovo trasformatore 220 / 60 kV da 100 MVA nella stazione San Antonio;
• n. 1 nuovo trasformatore 132 / 15 kV da 40 MVA nella stazione Savona;
• n. 1 nuovo trasformatore 132 / 15 kV da 16 MVA contestuale all'attivazione della nuova stazione di La Rosa 2;

e le seguenti ulteriori variazioni:

• demolizione di n. 1 autotrasformatore 380 / 132 kV da 300 MVA nella stazione di Travagliato;
• demolizione di n. 1 trasformatore 132 / 15 kV da 32 MVA nella stazione di Savona;
• sostituzione di n. 1 trasformatore 132 / 66 kV da 25 MVA con un'altra macchina di pari caratteristiche nella stazione di Cuneo RT.

Elettrodotti

• costruzione di n. 10 nuove linee per complessivi 52,0 km di terna: Villanova Cepagatti Conversione 1 \ 2 380 kV (n.°2 linee per complessivi 4,0 km in cavo), Gadio - Ricevitrice Ovest 220 kV (6,0 km in cavo), cp Napoli Direzionale - Napoli Levante 220 kV (3,9 km in cavo), cp Villafranca - cp Messina Riviera (nuova) 150 kV (8,9 km in aereo e 2,7 km in cavo), Quartu - Quartucciu 150 kV (5,9 km in cavo), Tavazzano - Cornegliano 132 kV (5,9 km in cavo), Malpensata - BAS Bergamo 132 kV (3,3 km in cavo), cavi in laguna: Cavallino - Sacca Serenella 132 kV (14,2 km in cavo) e Fusina 2 - cp Saccafisola 132 kV (5,9 km in cavo);
• realizzazione di n 4 collegamenti brevi tra impianti adiacenti per complessivi 1,4 km di terna, di cui: n. 1 a 220 kV (0,2 km in cavo), n. 2 a 150 kV (0,7 km in aereo e 0,4 km in cavo) e n. 1 a 132 kV (0,2 km in cavo);
• acquisizione da Terzi di n. 4 linee per complessivi 48,7 km di terna, di cui n. 1 a 150 kV (18,2 km in aereo), n. 2 a 132 kV (0,7 km in aereo), e n. 1 a 60 kV (29,8 km in aereo);
• realizzazione di n. 12 derivazioni in entra esce su linee in esercizio con un incremento complessivo pari ad altrettante terne e a 13,8 km di terna, di cui: + 1 linea e + 2,2 km a 380 kV, + 6 linee e + 10,6 km a 150 kV, + 5 linee e + 1,1 km a 132 kV;
• realizzazione di varianti, derivazioni rigide, modifiche di tracciato e/o di assetto rete con un decremento complessivo pari a n. 3 linee e a 83,0 km di terna, di cui: + 3,2 km a 380 kV, - 1 linea e - 6,9 km a 220 kV, - 1 linea e - 28,4 km a 150 kV, + 1 linea e - 50,9 km a 132 kV, - 2 linee a 66 kV;
• demolizione di n. 12 linee di linee e/o parti di linea per complessivi 79,2 km di terna, di cui: 5,1 km a 220 kV, 26,0 km a 150 kV, 3,0 km a 132 kV, 8,4 km a 60 kV, 36,7 km a 50 kV;
• cessione a Terzi di una porzione di linea 220 kV in aereo per complessivi 0,8 km di terna.

Indicatori alternativi di performance

In linea con l'orientamento ESMA/2015/1415, di seguito sono illustrati gli Indicatori Alternativi di Performance utilizzati nella presente Relazione sulla gestione-Rapporto Integrato.

INDICATORE	DESCRIZIONE
RISULTATI ECONOMICI
Risultato operativo - EBIT	rappresenta un indicatore della performance operativa ed è calcolato sommando al Risultato prima delle imposte gli Proventi/(Oneri) finanziari netti.
Margine Operativo Lordo - EBITDA	rappresenta un indicatore della performance operativa ed è calcolato sommando al Risultato Operativo (EBIT) gli Ammortamenti e svalutazioni.
TAX RATE	esprime l'incidenza fiscale rispetto al risultato e deriva dal rapporto tra le Imposte sul risultato e il Risultato prima delle imposte.
RISULTATI PATRIMONIALI
Capitale Circolante Netto	rappresenta un indicatore patrimoniale che esprime la situazione di liquidità dell'azienda ed è determinato della differenza tra le attività correnti e le passività correnti di natura non finanziaria rappresentate nello stato patrimoniale.
Capitale Investito Lordo	rappresenta un indicatore patrimoniale che esprime il totale delle attività del Gruppo e deriva dalla somma tra le Immobilizzazioni nette e il Capitale Circolante Netto.
Capitale Investito Netto	determinato dal Capitale Investito Lordo al netto dei Fondi diversi.
FLUSSI FINANZIARI
Indebitamento finanziario netto	rappresenta un indicatore della struttura finanziaria del Gruppo ed è determinato quale risultante dei debiti finanziari a breve e lungo termine e dei relativi strumenti derivati, al netto delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti e delle relative attività finanziarie.
Flusso di cassa disponibile (Free Cash flow)	rappresenta il flusso di cassa ed è dato dalla differenza tra il flusso di cassa dalle attività operative e il flusso di cassa per investimenti.

Tabelle di riconciliazione

In linea con l'orientamento ESMA/2015/1415, di seguito si presenta la riconciliazione degli schemi gestionali di Conto economico, Situazione patrimoniale-finanziaria, Indebitamento finanziario netto e Cash Flow del Gruppo Terna e di Terna S.p.A. con i relativi Prospetti contabili di Conto economico e della Situazione patrimoniale-finanziaria.

RICONCILIAZIONE PROSPETTI RICLASSIFICATI DI CONTO ECONOMICO, SITUAZIONE PATRIMONIALE-FINANZIARIA E INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO DEL GRUPPO TERNA

PROSPETTO RICLASSIFICATO DI CONTO ECONOMICO DEL GRUPPO	EURO MILIONI	PROSPETTO DI CONTO ECONOMICO CONSOLIDATO
Ricavi Regolato Italia	1.989,6	"Ricavi delle vendite e prestazioni" per 2.272,5 milioni di euro,
Ricavi Non Regolato	194,9	"Altri ricavi e proventi" per 46,6 milioni di euro "al netto dei costi dell'Internazionale", "Costo del personale" per 0,6 milioni di euro,
Ricavi Internazionale	12,5	"Materie prime e materiali di consumo utilizzati" per 119,2 milioni di euro, "Servizi" per 1,2 milioni di euro, "Altri costi operativi" per 1,1 milioni di euro
Costo del personale	238,8	"Costo del personale" al netto dei costi di costruzione delle attività in concessione ex IFRIC 12 Italia (4,7 milioni di euro) e dei costi dell'Internazionale (0,6 milioni di euro)
Servizi e godimento beni di terzi	176,5	"Servizi" al netto dei costi di costruzione delle attività in concessione ex IFRIC 12 Italia (13,5 milioni di euro) e dei costi dell'Internazionale (1,2 milioni di euro)
Materiali	77,9	"Materie prime e materiali di consumo utilizzati" al netto dei costi di costruzione delle attività in concessione ex IFRIC 12 Italia (7,3 milioni di euro) e dei costi dell'Internazionale (119,2 milioni di euro)
Altri costi	22,6	"Altri costi operativi" al netto dei costi dell'Internazionale
Qualità del servizio	5,1	(1,1 milioni di euro)
	4,7	"Costo del personale"
Costi di costruzione attività in concessione	13,5	"Servizi"
	7,3	"Materie prime e materiali di consumo utilizzati"
Proventi/(oneri) finanziari netti	(88,8)	Punti 1, 2 e 3 della lettera C-"Proventi/oneri finanziari"

(segue)

(segue)
SITUAZIONE PATRIMONIALE-FINANZIARIA RICLASSIFICATA DEL GRUPPO	EURO MILIONI	PROSPETTO CONTABILE DELLA SITUAZIONE PATRIMONIALE FINANZIARIA CONSOLIDATA
Attività finanziarie	319,9	"Partecipazioni valutate con il metodo del Patrimonio Netto", "Altre attività non correnti" e "Attività finanziarie non correnti"
Debiti netti partite energia passanti	(777,6)	"Crediti commerciali" per il valore dei crediti per ricavi energia di natura passante (715 milioni di euro) e "Debiti commerciali" per il valore dei debiti per costi energia di natura passante (1.492,6 milioni di euro)
Crediti netti partite energia a margine	313,9	"Crediti commerciali" per il valore dei crediti per CTR e partite a margine (339,4 milioni di euro) e "Debiti commerciali" per il valore dei debiti energia a margine (25,5 milioni di euro)
Debiti netti commerciali	(860,7)	"Debiti commerciali" al netto del valore dei debiti per costi energia di natura passante (1.492,6 milioni di euro) e dei debiti energia a margine (25,5 milioni di euro) e "Crediti commerciali" al netto del valore dei crediti per ricavi energia di natura passante (715 milioni di euro) e dei crediti per CTR e partite a margine (339,4 milioni di euro)
Crediti tributari netti	50,9	"Crediti per imposte sul reddito", "Altre attività correnti" per il valore degli altri crediti tributari (44,1 milioni di euro), "Altre passività correnti" per l'importo degli altri debiti tributari (7,4 milioni di euro) e "Debiti per imposte sul reddito"
Altre passività nette	(549,0)	"Altre passività non correnti", "Altre passività correnti" al netto degli altri debiti tributari (7,4 milioni di euro), "Rimanenze" e "Altre attività correnti" al netto degli altri crediti tributari (44,1 milioni di euro)
Fondi diversi	(307,5)	"Benefici per i dipendenti", "Fondi rischi ed oneri futuri" e "Attività per imposte anticipate"
Indebitamento finanziario netto	7.899,4	"Finanziamenti a lungo termine", "Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine", "Passività finanziarie non correnti", "Finanziamenti a breve termine", "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti", "Attività finanziarie correnti" e "Passività finanziarie correnti"

PROSPETTO DI INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO DEL GRUPPO	EURO MILIONI	PROSPETTO CONTABILE DELLA SITUAZIONE PATRIMONIALE FINANZIARIA CONSOLIDATA
"Prestiti obbligazionari" e "Finanziamenti"	9.458,2	Corrisponde a "Finanziamenti a lungo termine" e a "Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine"
"Strumenti finanziari derivati" - a medio e lungo termine	59,2	Corrisponde a "Passività finanziarie non correnti"
Altre passività finanziarie correnti nette	89,8	Corrisponde a "Attività finanziarie correnti" per il valore dei ratei attivi finanziari (0,6 milioni di euro) e "Passività finanziarie correnti".
Attività finanziarie	(403,9)	Corrisponde a "Attività finanziarie correnti" per il valore dei Titoli di Stato (402,6 milioni di euro) e dei derivati di CFH (1,3 milioni di euro)

Il Gruppo Terna | Il contesto energetico | Strategia e business del Gruppo | Performance | Allegati

RICONCILIAZIONE DEL CASH FLOW DEL GRUPPO TERNA

				(€/milioni)
	CASH FLOW 2018	RICONCILIAZ. PROSPETTI CONTABILI	CASH FLOW 2017	RICONCILIAZ. PROSPETTI CONTABILI
- Utile Netto dell'esercizio	711,6		694,2
- Ammortamenti e svalutazioni	554,1		526,5
- Variazioni nette dei fondi	(48,3)		(28,8)
Benefici per i dipendenti		(11,3)		(23,4)
Fondi rischi ed oneri futuri		(25,1)		27,9
Attività per imposte anticipate		(3,3)
Passività per imposte differite		(8,6)		(33,3)
- Perdite (Utili) su dismissioni cespiti nette (1)	(3,5)		(2,1)
Autofinanziamento (Operating Cash Flow)	1.213,9		1.189,8
- Variazione del capitale circolante netto:	336,6		408,3
Rimanenze		(0,4)		(4,8)
Crediti commerciali		75,5		176,0
Crediti per imposte sul reddito		17,6		(17,2)
Altre attività correnti		53,1		(71,6)
Debiti commerciali		16,2		217,2
Debiti per imposte sul reddito		5,1		(8,1)
Altre passività		169,5		116,8
- Altre variazioni delle Immobilizzazioni	(76,0)		36,1
Attività immateriali (2)		(9,3)		-
Immobili impianti e macchinari (3)		45,3		137,5
Attività finanziarie non correnti		(113,2)		(98,3)
Altre attività non correnti		(0,6)		(0,4)
Partecipazioni valutate a patrimonio netto		1,8		(2,7)
Flusso delle attività operative (Cash Flow from Operating Activities)	1.474,5		1.634,2
Investimenti
- Investimenti complessivi	(1.091,1)		(1.033,9)
Immobili impianti e macchinari (3)		(1.034,7)		(993,8)
Attività immateriali (2)		(56,4)		(40,1)
Totale flusso monetario da (per) attività di investimento	(1.091,1)		(1.033,9)
Flusso di cassa disponibile (Free Cash Flow)	383,4		600,3
- Riserva di patrimonio netto cash flow hedge al netto
dell'effetto fiscale e altri movimenti del patrimonio	(39,6)		(2,0)
netto di Gruppo (4)
- Altri movimenti patrimonio netto delle minoranze	4,3		-
- Dividendi agli azionisti della Capogruppo (4) Variazione indebitamento finanziario netto	(451,1) (103,0)		(418,4) 179,9
- Variazione dei finanziamenti	(557,3)		673,6
Attività finanziarie non correnti		4,3		325,7
Attività finanziarie correnti		(404,3)		26,0
Passività finanziarie non correnti		48,7		(2,3)
Finanziamenti a lungo termine		(444,0)		267,2
Finanziamenti a breve termine		(93,0)		97,9
Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine		346,3		(20,2)
Passività finanziarie correnti		(15,3)		(20,7)
- Variazione disponibilità liquide e mezzi equivalenti	(660,3)		853,5

(1) Compresi nei saldi delle voci, rispettivamente, di "Altri ricavi e proventi" e "Altri costi operativi" dei Prospetti contabili consolidati.

(2) Vedi nota al bilancio 14.

(3) Vedi nota al bilancio 12.

(4) Vedi prospetto delle variazioni del Patrimonio netto consolidato.

RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2018 | TERNA S.P.A. E GRUPPO TERNA 137

RICONCILIAZIONE PROSPETTI RICLASSIFICATI DI CONTO ECONOMICO, SITUAZIONE PATRIMONIALE-FINANZIARIA E INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO DI TERNA S.P.A.

PROSPETTO RICLASSIFICATO DI CONTO ECONOMICO DI TERNA	EURO MILIONI	PROSPETTO DI CONTO ECONOMICO
Ricavi tariffari	1.800,6	"Ricavi delle vendite e prestazioni"
Ricavi da costruzione attività in concessione	25,5	"Ricavi delle vendite e prestazioni"
Altri ricavi di gestione	141,5	"Ricavi delle vendite e prestazioni" per 66,8 milioni di euro e "Altri ricavi e proventi"
Costo del personale	63,6	"Costo del personale" al netto dei costi di costruzione delle attività in concessione ex IFRIC 12 (0,3 milioni di euro)
Servizi e godimento beni di terzi	343,8	"Servizi" al netto dei costi di costruzione delle attività in concessione ex IFRIC 12 (20,8 milioni di euro)
Materiali	0,9	"Materie prime e materiali di consumo utilizzati" al netto dei costi di costruzione delle attività in concessione ex IFRIC 12 (4,4 milioni di euro)
Altri costi	13,1
Qualità del servizio	5,1	Altri costi operativi
	0,3	"Costo del personale"
Costi di costruzione attività in concessione	20,8	"Servizi"
	4,4	"Materie prime e materiali di consumo utilizzati"
Proventi/(oneri) finanziari netti	(78,5)	Punti 1 e 2 della lettera C-"Proventi/oneri finanziari"

SITUAZIONE PATRIMONIALE FINANZIARIA RICLASSIFICATA DI TERNA	EURO MILIONI	PROSPETTO CONTABILE DELLA SITUAZIONE PATRIMONIALE FINANZIARIA
Attività finanziarie	1.085,4	"Attività finanziarie non correnti" al netto dei finanziamenti verso controllate (10 milioni di euro) e "Altre attività non correnti"
Debiti netti partite energia passanti	(799,7)	"Crediti commerciali" per il valore dei crediti per ricavi energia di natura passante (715 milioni di euro) e "Debiti commerciali" per il valore dei debiti per costi energia di natura passante (1.514,7 milioni di euro)
Crediti netti partite energia a margine	313,9	"Crediti commerciali" per il valore dei crediti per CTR e partite a margine (339,4 milioni di euro) e "Debiti commerciali" per il valore dei debiti energia a margine (25,5 milioni di euro)
Debiti netti commerciali	(537,6)	"Debiti commerciali" al netto del valore dei debiti per costi energia di natura passante (1.514,7 milioni di euro) e dei debiti energia a margine (25,5 milioni di euro) e "Crediti commerciali" al netto del valore dei crediti per ricavi energia di natura passante (715 milioni di euro) e dei crediti per CTR e partite a margine (339,4 milioni di euro)
Debiti tributari netti	(14,2)	"Crediti per imposte sul reddito", "Altre attività correnti" per il valore degli altri crediti tributari (4,8 milioni di euro), "Altre passività correnti" per l'importo degli altri debiti tributari (26,9 milioni di euro) e "Debiti per imposte sul reddito"
Altre passività nette	(350,4)	"Altre passività non correnti", "Altre passività correnti" al netto degli altri debiti tributari (26,9 milioni di euro), "Rimanenze" e "Altre attività correnti" al netto degli altri crediti tributari (4,8 milioni di euro)
Fondi diversi	(207,4)	"Benefici per i dipendenti", "Fondi rischi ed oneri futuri" e "Attività per imposte anticipate"
Indebitamento finanziario netto	8.101,8	"Finanziamenti a lungo termine", "Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine", "Passività finanziarie non correnti", "Finanziamenti a breve termine", "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti", "Attività finanziarie non correnti" per il valore dei finanziamenti verso controllate (10 milioni di euro), "Attività finanziarie correnti" e "Passività finanziarie correnti"

PROSPETTO DI INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO DI TERNA	EURO MILIONI	PROSPETTO CONTABILE DELLA SITUAZIONE PATRIMONIALE FINANZIARIA
"Prestiti obbligazionari" e "Finanziamenti"	9.401,7	Corrisponde a "Finanziamenti a lungo termine" e a "Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine"
"Strumenti finanziari derivati"	59,1	Corrisponde a "Passività finanziarie non correnti"
"Finanziamenti a breve termine e altre passività finanziarie"	89,5	Corrisponde a "Finanziamenti a breve", "Passività finanziarie correnti" e "Attività finanziarie correnti" per il valore dei ratei attivi finanziari (0,6 milioni di euro)
"Disponibilità liquide e mezzi equivalenti (incluso il saldo netto dei c/c intersocietari)"	(945,1)	Corrisponde a "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti"
"Finanziamento a lungo e a breve verso controllate"	(99,5)	Corrisponde a "Attività finanziarie non correnti" per 10 milioni di euro e a "Attività finanziarie correnti" per 89,5 milioni di euro
"Attività finanziarie"	(403,9)	Corrisponde a "Attività finanziarie correnti" per il valore dei Titoli di Stato (402,6 milioni di euro) e dei derivati di CFH (1,3 milioni di euro)

RICONCILIAZIONE DEL CASH FLOW DI TERNA S.P.A.

	CASH FLOW 2018	RICONCILIAZ. PROSPETTI CONTABILI	CASH FLOW 2017 PRO-FORMA	RICONCILIAZ. PROSPETTI CONTABILI
- Utile Netto dell'esercizio	661,3		640,0
- Ammortamenti e svalutazioni	517,9		495,2
- Variazioni nette dei fondi	(66,1)		(18,5)
Benefici per i dipendenti		(0,9)		(17,0)
Fondo rischi ed oneri futuri		(29,7)		29,8
Attività per imposte anticipate		(18,2)
Passività per imposte differite		(17,3)		(31,3)
- Perdite (Utili) su dismissioni cespiti nette (1)	(3,0)		(1,7)
Autofinanziamento (Operating Cash Flow)	1.110,1		1.115,0
- Variazione del capitale circolante netto	243,0		287,3
Rimanenze		5,3		(5,4)
Crediti commerciali		51,9		231,6
Crediti per imposte sul reddito		41,9		(43,8)
Altre attività correnti		42,7		(20,7)
Debiti commerciali		7,0		143,8
Debiti per imposte sul reddito		8,1		(5,3)
Altre passività		86,1		(12,9)
- Altre variazioni delle Immobilizzazioni	(36,6)		65,3
Immobili impianti e macchinari (2)		36,8		120,1
Attività immateriali (3)		1,9
Attività finanziarie non correnti		(74,6)		(54,8)
Altre attività non correnti		(0,7)		-
Flusso di Cassa delle Attività Operative (Cash Flow from Operating Activities)	1.316,5		1.467,6
Investimenti
- Investimenti complessivi	(886,1)		(851,9)
Immobili, impianti e macchinari (2)		(834,3)		(813,4)
Attività immateriali (3)		(51,8)		(38,5)
Totale flusso monetario da (per) attività di investimento	(886,1)		(851,9)
Flusso di cassa disponibile (Free Cash Flow)	430,4		615,7
- Dividendi (4)	(451,1)		(418,4)
- Riserva di patrimonio netto cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale e altre movimentazioni del Patrimonio netto (4)	(34,6)		5,9
Variazione indebitamento finanziario netto	(55,3)		203,2
- Variazione dei finanziamenti	(677,8)		673,2
Attività finanziarie correnti		(493,8)		65,1
Attività finanziarie non correnti		(6,8)		326,8
Passività finanziarie non correnti		49,2		(2,8)
Finanziamenti a lungo termine		(466,6)		234,8
Finanziamenti a breve termine		(90,0)		90,0
Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine		345,8		(20,0)
Passività finanziarie correnti		(15,6)		(20,7)
- Variazione disponibilità liquide e mezzi equivalenti	(733,1)		876,4

(€/milioni)

(1) Compresi nei saldi delle voci, rispettivamente, di "Altri ricavi" e "Altri costi operativi" dei Prospetti contabili.

(2) Vedi nota al bilancio 10. (3) Vedi nota al bilancio 12.

(4) Vedi prospetto delle variazioni del patrimonio netto.

BILANCIO CONSOLIDATO

Indice

Prospetti contabili consolidati Conto economico consolidato Conto economico complessivo consolidato Prospetto della Situazione patrimoniale-finanziaria consolidata Prospetto delle variazioni del patrimonio netto consolidato	146 146 147 148 150
Rendiconto finanziario consolidato	152
Nota illustrativa	154
A. Principi contabili e criteri di valutazione	154
B. Informazioni sul Conto economico consolidato	174
C. Settori operativi	181
D. Informazioni sul prospetto della Situazione patrimoniale-finanziaria consolidata	183
E. Impegni e rischi	202
F. Aggregazione di imprese	208
G. Rapporti con parti correlate	210
H. Eventi e operazioni significative non ricorrenti, operazioni atipiche o inusuali	212
I. Note esplicative al rendiconto finanziario	212
L. Erogazioni pubbliche	213
M. Fatti di rilievo successivi alla chiusura dell'esercizio	214
Informazioni ai sensi dell'art. 149-duodecies
del Regolamento Emittenti CONSOB	217
Attestazione del Bilancio consolidato ai sensi dell'art. 81-ter del Regolamento CONSOB n. 11971 del 14 maggio 1999
e successive modifiche e integrazioni	218
Relazione della società di revisione indipendente ai sensi dell'articolo 14 del D. Lgs. 27 gennaio 2010, n. 39 e dell'articolo 10 del Regolamento (UE) 537/2014 -
Bilancio consolidato al 31 dicembre 2018	220

Prospetti contabili consolidati

Conto economico consolidato

			(€/milioni)
	NOTE	2018	2017
A - RICAVI
1. Ricavi delle vendite e prestazioni	1	2.272,5	2.184,0
di cui verso parti correlate		1.603,6	1.593,3
2. Altri ricavi e proventi	2	46,6	64,0
di cui verso parti correlate		16,1	6,7
Totale ricavi		2.319,1	2.248,0
B - COSTI OPERATIVI
1. Materie prime e materiali di consumo utilizzati	3	204,4	158,1
di cui verso parti correlate		0,2	0,1
2. Servizi	4	191,2	182,4
di cui verso parti correlate		19,7	25,7
3. Costo del personale	5	244,1	257,2
- costo del personale lordo		312,3	321,0
- costo del personale capitalizzato		(68,2)	(63,8)
di cui verso parti correlate		2,9	2,6
4. Ammortamenti e svalutazioni	6	554,1	526,5
5. Altri costi operativi	7	28,8	46,4
di cui verso parti correlate		0,1	0,2
Totale costi		1.222,6	1.170,6
A-B RISULTATO OPERATIVO	1.096,5	1.077,4
C - PROVENTI/(ONERI) FINANZIARI
1. Proventi finanziari	8	6,9	3,9
2. Oneri finanziari	8	(98,3)	(96,5)
di cui verso parti correlate		(3,1)	(3,8)
3. Quota dei proventi /(oneri) derivanti dalle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	9	2,6	3,8
D - RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE		1.007,7	988,6
E - IMPOSTE DELL'ESERCIZIO	10	296,1	294,4
F - UTILE NETTO DELL'ESERCIZIO		711,6	694,2
Utile di pertinenza degli Azionisti della Capogruppo		706,6	688,3
Utile di pertinenza degli Azionisti Terzi		5,0	5,9
Utile per azione	11
Utile base per azione		0,352	0,342
Utile diluito per azione		0,352	0,342

Conto economico complessivo consolidato

			(€/milioni)
	NOTE	2018	2017
UTILE NETTO DELL'ESERCIZIO		711,6	694,2
Altre componenti del conto economico complessivo dell'esercizio che saranno successivamente rilasciate a conto economico
- Cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale	23	(32,1)	5,5
- Attività finanziarie al fair value al netto dell'effetto fiscale con effetto al conto economico complessivo	23	1,1
- Differenze cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro	23	(4,8)	(6,9)
- Costo della copertura al netto dell'effetto fiscale	23	(1,8)	-
Altre componenti del conto economico complessivo dell'esercizio che non saranno successivamente rilasciate a conto economico
- Utili (perdite) attuariali sui Benefici ai dipendenti al netto dell'effetto fiscale	23	0,9	(0,4)
UTILE NETTO COMPLESSIVO DELL'ESERCIZIO		674,9	692,4
UTILE NETTO COMPLESSIVO DELL'ESERCIZIO ATTRIBUIBILE A:
Azionisti della Capogruppo		669,9	686,5
Azionisti Terzi		5,0	5,9

			(€/milioni)
	NOTE	AL 31.12.2018	AL 31.12.2017
A - ATTIVITÀ NON CORRENTI
1. Immobili, impianti e macchinari	12	13.244,3	12.752,8
di cui verso parti correlate		40,9	26,2
2. Avviamento	13	230,1	230,1
3. Attività immateriali	14	289,3	275,6
4 Attività per imposte anticipate	15	3,3	-
5. Partecipazioni valutate con il metodo del Patrimonio Netto	16	76,1	77,9
6. Attività finanziarie non correnti	17	229,0	120,1
di cui verso parti correlate		-	0,3
7. Altre attività non correnti	18	14,8	14,2
Totale attività non correnti		14.086,9	13.470,7
B - ATTIVITÀ CORRENTI
1. Rimanenze	19	15,2	14,8
2. Crediti commerciali	20	1.189,7	1.265,9
di cui verso parti correlate		409,7	407,1
3. Attività finanziarie correnti	17	404,5	0,2
4. Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	21	1.328,9	1.989,2
di cui verso parti correlate		0,1	0,1
5. Crediti per imposte sul reddito	22	19,3	36,9
6. Altre attività correnti	18	86,0	139,1
di cui verso parti correlate		3,3	-
Totale attività correnti		3.043,6	3.446,1
TOTALE ATTIVITÀ		17.130,5	16.916,8
			(segue)

Prospetto della Situazione patrimoniale-finanziaria consolidata

(segue)			(€/milioni)
	NOTE	AL 31.12.2018	AL 31.12.2017
C - PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO
1. Capitale sociale		442,2	442,2
2. Altre riserve		788,5	820,4
3. Utile e perdite accumulate		2.240,1	2.001,7
4. Acconto dividendo		(158,2)	(149,3)
5. Utile netto dell'esercizio		706,6	688,3
Totale patrimonio netto di Gruppo	23	4.019,2	3.803,3
D - PATRIMONIO NETTO DI TERZI	23	35,0	25,7
Totale patrimonio netto Gruppo e terzi		4.054,2	3.829,0
E - PASSIVITÀ NON CORRENTI
1. Finanziamenti a lungo termine	24	8.227,6	8.671,6
di cui verso parti correlate		-	500,0
2. Benefici per i dipendenti	25	69,4	80,7
3. Fondi rischi e oneri	26	241,4	266,5
4. Passività per imposte differite	15	-	8,6
5. Passività finanziarie non correnti	24	59,2	10,5
6. Altre passività non correnti	27	373,8	251,0
Totale passività non correnti		8.971,4	9.288,9
F - PASSIVITÀ CORRENTI
1. Finanziamenti a breve termine	24	25,0	118,0
2. Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine	24	1.230,6	884,3
di cui verso parti correlate		500,0	-
3. Debiti commerciali	28	2.514,1	2.497,9
di cui verso parti correlate		66,7	46,1
4. Debiti per imposte sul reddito	28	5,1	-
5. Passività finanziarie correnti	24	90,4	105,7
di cui verso parti correlate		0,5	0,5
6. Altre passività correnti	28	239,7	193,0
di cui verso parti correlate		14,7	5,6
Totale passività correnti		4.104,9	3.798,9
TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO		17.130,5	16.916,8

Prospetto delle variazioni del patrimonio netto consolidato

31 DICEMBRE 2017 - 31 DICEMBRE 2018 CAPITALE SOCIALE E RISERVE DEL GRUPPO (€/milioni)

	CAPITALE SOCIALE	RISERVA LEGALE	RISERVA SOVRAPPREZZO AZIONI	RISERVA CASH FLOW HEDGE
PATRIMONIO NETTO AL 31 DICEMBRE 2017	442,2	88,4	20,0	(12,7)
Modifica dei principi contabili	-	-	-	-
PATRIMONIO NETTO RIESPOSTO AL 1 GENNAIO 2018	442,2	88,4	20,0	(12,7)
UTILE NETTO DELL'ESERCIZIO
ALTRE COMPONENTI DEL CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO:
- Variazione fair value derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale				(32,1)
- Utili (perdite) attuariali su Benefici ai dipendenti al netto dell'effetto fiscale
- Differenze di cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro
- Attività finanziarie al fair value al netto dell'effetto fiscale con effetto al conto economico complessivo
- Costo della copertura al netto dell'effetto fiscale				(1,8)
Totale altre componenti del conto economico complessivo	-	-	-	(33,9)
UTILE NETTO COMPLESSIVO	-	-	-	(33,9)
OPERAZIONI CON GLI AZIONISTI:
- Destinazione Risultato 2017:
Utili portati a nuovo
Dividendi
- Acconto dividendo 2018
Totale operazioni con gli azionisti	-	-	-	-
Apporto nuove società acquisite
Altre variazioni
Totale altre variazioni	-	-	-	-
PATRIMONIO NETTO AL 31 DICEMBRE 2018	442,2	88,4	20,0	(46,6)

31 DICEMBRE 2016 - 31 DICEMBRE 2017 CAPITALE SOCIALE E RISERVE DEL GRUPPO (€/milioni)

	CAPITALE SOCIALE	RISERVA LEGALE	RISERVA SOVRAPPREZZO AZIONI	RISERVA CASH FLOW HEDGE
PATRIMONIO NETTO AL 31 DICEMBRE 2016	442,2	88,4	20,0	(18,2)
UTILE NETTO DELL'ESERCIZIO
ALTRE COMPONENTI DEL CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO:
- Variazione fair value derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale				5,5
- Utili (perdite) attuariali su Benefici ai dipendenti al netto dell'effetto fiscale
- Differenze di cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro
Totale altre componenti del conto economico complessivo	-	-	-	5,5
UTILE NETTO COMPLESSIVO	-	-	-	5,5
OPERAZIONI CON GLI AZIONISTI:
- Destinazione Risultato 2016:
Utili portati a nuovo
Dividendi
- Acconto dividendo 2017
Totale operazioni con gli azionisti	-	-	-	-
Altre variazioni
Totale altre variazioni	-	-	-	-
PATRIMONIO NETTO AL 31 DICEMBRE 2017	442,2	88,4	20,0	(12,7)

						(€/milioni)
ALTRE RISERVE	UTILE E PERDITE ACCUMULATE	ACCONTO DIVIDENDO	UTILE NETTO DELL'ESERCIZIO	PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO	PATRIMONIO NETTO DI TERZI	PATRIMONIO NETTO GRUPPO E TERZI
724,7	2.001,7	(149,3)	688,3	3.803,3	25,7	3.829,0
	(3,0)	-	-	(3,0)	(0,6)	(3,6)
724,7	1.998,7	(149,3)	688,3	3.800,3	25,1	3.825,4
			706,6	706,6	5,0	711,6
				(32,1)		(32,1)
0,9				0,9
	(4,8)			(4,8)
1,1				1,1
				(1,8)
2,0	(4,8)	-	-	(36,7)	-
2,0	(4,8)	-	706,6	669,9	5,0
	246,1		(246,1)	-
	-	149,3	(442,2)	(292,9)		(292,9)
		(158,2)		(158,2)		(158,2)
-	246,1	(8,9)	(688,3)	(451,1)	-
					4,9
	0,1			0,1
-	0,1	-	-	0,1	4,9
726,7	2.240,1	(158,2)	706,6	4.019,2	35,0

Prospetto delle variazioni del patrimonio netto consolidato

31 DICEMBRE 2017 - 31 DICEMBRE 2018

31 DICEMBRE 2016 - 31 DICEMBRE 2017

(€/milioni)
PATRIMONIO NETTO GRUPPO E TERZI	PATRIMONIO NETTO DI TERZI	PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO	UTILE NETTO DELL'ESERCIZIO	ACCONTO DIVIDENDO	UTILE E PERDITE ACCUMULATE	ALTRE RISERVE
3.555,2	19,8	3.535,4	633,1	(144,9)	1.789,7	725,1
694,2	5,9	688,3	688,3
5,5		5,5
(0,4)		(0,4)				(0,4)
(6,9)		(6,9)			(6,9)
(1,8)	-	(1,8)	-	-	(6,9)	(0,4)
692,4	5,9	686,5	688,3	-	(6,9)	(0,4)
		-	(219,1)		219,1
(269,1)		(269,1)	(414,0)	144,9
(149,3)		(149,3)		(149,3)
(418,4)	-	(418,4)	(633,1)	(4,4)	219,1	-
		(0,2)			(0,2)
	-	(0,2)	-	-	(0,2)	-
3.829,0	25,7	3.803,3	688,3	(149,3)	2.001,7	724,7

Rendiconto finanziario consolidato

		(€/milioni)
	2018	2017
UTILE NETTO DELL'ESERCIZIO	711,6	694,2
RETTIFICHE PER:
Ammortamenti, perdite di valore/(rivalutazioni) di attività materiali e immateriali non correnti*	545,0	516,4
Accantonamenti ai fondi (incluso fondi del personale) e svalutazioni	43,2	74,1
(Plusvalenze)/Minusvalenze da alienazione attività materiali	(3,5)	(2,1)
(Proventi)/Oneri finanziari	91,5	82,8
Imposte sul reddito	296,1	294,4
CASH FLOW DA ATTIVITÀ OPERATIVA PRIMA DELLE VARIAZIONI DEL CCN	1.683,9	1.659,8
Incremento/(decremento) fondi (incluso fondi del personale e imposte)	(54,5)	(69,2)
(Incremento)/decremento di rimanenze	(0,4)	(4,8)
(Incremento)/decremento di crediti commerciali e altre attività correnti	129,2	89,7
Incremento/(decremento) di debiti commerciali e altre passività correnti	62,7	200,2
Incremento/(decremento) di altre passività non correnti	128,0	135,2
(Incremento)/decremento di altre attività non correnti	(115,0)	(98,7)
Interessi attivi ed altri proventi finanziari incassati	5,0	352,0
Interessi passivi ed altri oneri finanziari pagati	(230,0)	(228,7)
Imposte pagate	(302,3)	(343,8)
CASH FLOW DA ATTIVITÀ OPERATIVA [A]	1.306,6	1.691,7
- di cui verso parti correlate	24,1	(138,0)
Investimenti in attività materiali non correnti al netto dei contributi incassati	(992,5)	(864,9)
Ricavo dalla vendita di attività materiali e immateriali non correnti e altre movimentazioni	12,7	9,4
Oneri finanziari capitalizzati	15,1	12,8
Investimenti in attività immateriali non correnti al netto dei contributi incassati	(56,4)	(40,1)
Rilevazione Attività immateriali e Immobili, impianti e macchinari nuove acquisizioni	(17,6)	-
(Incremento)/decremento delle partecipazioni in società collegate	1,8	(2,7)
CASH FLOW DA ATTIVITÀ D'INVESTIMENTO [B]	(1.036,9)	(885,5)
- di cui verso parti correlate	(14,7)	9,6
Incremento/(decremento) dell'Utile e perdite accumulate	(2,9)	-
Dividendi pagati	(451,1)	(418,4)
Variazioni dei debiti finanziari a breve e a medio\lungo termine (compresa quota a breve)**	(78,8)	465,7
Variazioni degli impieghi finanziari a breve termine	(401,5)	-
Rilevazione del patrimonio netto di terzi nuove acquisizioni	4,9	-
Incremento/(decremento) del patrimonio netto di terzi	(0,6)	-
CASH FLOW DA ATTIVITÀ DI FINANZIAMENTO [C]	(930,0)	47,3
INCREMENTO/(DECREMENTO) CASSA ED EQUIVALENTI DI CASSA [A+B+C]	(660,3)	853,5
Cassa ed equivalenti di cassa all'inizio dell'esercizio	1.989,2	1.135,7
Cassa ed equivalenti di cassa alla fine dell'esercizio	1.328,9	1.989,2

* Al netto dei contributi in conto impianti accreditati al Conto economico dell'esercizio.

** Al netto dei derivati e degli impatti dell'adeguamento al fair value.

Nota Illustrativa

A. Principi contabili e criteri di valutazione

Premessa

La società Terna S.p.A. ha sede in Italia, Viale Egidio Galbani 70, Roma. Il Bilancio consolidato della Società per l'esercizio 2018 comprende i bilanci della Società e delle sue controllate ("il Gruppo"). L'elenco delle società controllate incluse nell'area di consolidamento è riportato nel seguito.

Il presente Bilancio consolidato è stato autorizzato alla pubblicazione dal Consiglio di Amministrazione convocato in data 20 marzo 2019.

Il Bilancio Consolidato per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2018 è disponibile su richiesta presso la sede della società Terna S.p.A. in viale Egidio Galbani, 70 Roma o sul sito internet www.terna.it. Il Consiglio di Amministrazione ha autorizzato, inoltre, il Presidente e l'Amministratore Delegato ad apportare al Bilancio consolidato eventuali modifiche di carattere formale, nonché integrazioni e rettifiche ai capitoli riguardanti i fatti di rilievo successivi alla data di chiusura dell'esercizio.

Il Gruppo Terna è il più grande operatore di rete indipendente per la trasmissione dell'energia elettrica d'Europa e tra i principali al mondo per km di linee gestite (oltre 72 mila km).

È responsabile della trasmissione e della gestione dei flussi di energia elettrica sulla rete ad Alta e Altissima Tensione sull'intero territorio nazionale, per mantenere l'equilibrio tra domanda e offerta di energia (dispacciamento). È inoltre responsabile delle attività di pianificazione, realizzazione e manutenzione della rete.

Esercita il ruolo di TSO (Transmission System Operator) italiano in regime di monopolio in concessione governativa, sulla base della regolamentazione definita dall'Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA) e degli indirizzi del Ministero dello Sviluppo Economico. Garantisce la sicurezza, la qualità e l'economicità nel tempo del Sistema Elettrico Nazionale e persegue lo sviluppo della rete e la sua integrazione con la rete europea. Assicura parità di condizioni di accesso a tutti gli utenti di Rete.

Conformità agli IAS/IFRS

Il Bilancio consolidato al 31 dicembre 2018 è stato predisposto in conformità agli International Financial Reporting Standards (IFRS), agli International Accounting Standards (IAS) emanati dall'International Accounting Standards Board (IASB) e alle interpretazioni dell'International Financial Reporting Interpretations Committee (IFRIC) e dello Standing Interpretations Committee (SIC), omologati dalla Commissione Europea (in seguito "IFRS-EU").

Nella predisposizione del presente documento si è tenuto conto delle disposizioni del Decreto Legislativo 28 febbraio 2005 n. 38, delle disposizioni del Codice Civile, delle Delibere CONSOB n. 15519 ("Disposizioni in materia di schemi di bilancio da emanare in attuazione dell'art. 9, comma 3, del Decreto Legislativo n. 38/2005") e n. 15520 ("Modificazioni e integrazioni al regolamento recante norme di attuazione del Decreto Legislativo n. 58/1998"), nonché della comunicazione CONSOB n. DEM/6064293 ("Informativa societaria degli emittenti quotati e degli emittenti aventi strumenti finanziari diffusi tra il pubblico di cui all'art. 116 del TUF").

Base di presentazione

Il Bilancio consolidato è costituito dalla situazione patrimoniale-finanziaria, dal conto economico, dal conto economico complessivo, dal rendiconto finanziario, dal prospetto della variazione del patrimonio netto e dalla Nota illustrativa.

Per la situazione patrimoniale-finanziaria, la classificazione delle attività e passività è effettuata secondo il criterio "corrente/non corrente" con specifica separazione delle attività e passività possedute per la vendita. Le attività correnti, che includono disponibilità liquide e mezzi equivalenti, sono quelle destinate a essere realizzate, cedute o consumate nel normale ciclo operativo delle società del Gruppo; le passività correnti sono quelle per le quali è prevista l'estinzione nel normale ciclo operativo delle società del Gruppo o nei dodici mesi successivi alla chiusura dell'esercizio.

Il conto economico è classificato in base alla natura dei costi; esso è presentato con due prospetti, il primo (conto economico) mostra le componenti del risultato dell'esercizio; il secondo (conto economico complessivo) invece, partendo dal risultato dell'esercizio, contiene le voci di ricavo e di costo (incluse le rettifiche da riclassificazione) che non sono rilevate nell'utile (perdita) del periodo bensì nel patrimonio netto.

Il rendiconto finanziario è presentato utilizzando il metodo indiretto.

Il Bilancio consolidato è accompagnato dalla Relazione sulla Gestione di Terna e del Gruppo che, a partire dall'esercizio 2008, è presentata in un unico documento, in attuazione della facoltà concessa dal D.lgs. 2 febbraio 2007, n. 32, che ha modificato l'art. 40 (Relazione sulla gestione) del D.lgs. 9 aprile 1991, n. 127.

Il Bilancio consolidato è presentato in milioni di euro e tutti i valori sono espressi in milioni di euro tranne quando diversamente indicato.

Si rileva altresì che alcuni saldi del bilancio al 31 dicembre 2017, al fine di una migliore esposizione comparativa, sono stati riesposti, senza peraltro modificare i valori di patrimonio netto al 31 dicembre 2017 e del Conto economico e del Conto economico complessivo 2017.

Uso di stime

La redazione del Bilancio consolidato richiede da parte del Gruppo l'effettuazione di stime e assunzioni che hanno effetto sui valori delle attività e delle passività di bilancio e sull'informativa relativa, nonché sulle attività e passività potenziali alla data di riferimento. Le stime e le relative ipotesi si basano sulle esperienze pregresse e su altri fattori considerati ragionevoli nella fattispecie e sono state adottate per stimare il valore contabile delle attività e delle passività che non è facilmente desumibile da altre fonti oggettive. I risultati che si consuntiveranno potrebbero differire da tali stime.

Le stime e le assunzioni sono riviste periodicamente e gli effetti di ogni variazione sono riflessi a Conto economico, qualora la stessa interessi solo quel periodo. Nel caso in cui la revisione interessi sia l'esercizio corrente sia esercizi futuri, la variazione è rilevata nell'esercizio in cui la revisione è effettuata e nei relativi esercizi futuri.

Di seguito sono riepilogate le attività e le passività soggette a stima e le assunzioni chiave utilizzate dal Gruppo nel processo di applicazione degli IFRS omologati che possono avere effetti significativi nel Bilancio consolidato o per le quali esiste il rischio che possano emergere rettifiche significative al valore contabile delle attività e passività negli esercizi successivi a quello corrente.

Perdite di valore

Gli immobili, impianti e macchinari e le attività immateriali con vita utile definita sono analizzati almeno una volta l'anno, al fine di identificare eventuali indicatori di perdite di valore. Se esiste un'indicazione di perdite di valore, si procede alla stima del loro valore recuperabile.

Il valore recuperabile dell'avviamento e delle immobilizzazioni immateriali con vita utile indefinita, quando presenti, nonché quello delle immobilizzazioni immateriali non ancora disponibili per l'uso è invece stimato almeno annualmente. Il valore recuperabile è rappresentato dal maggiore tra il fair value, al netto dei costi di vendita, e il valore d'uso determinato attualizzando i flussi finanziari futuri attesi quantificati alla luce delle informazioni disponibili al momento della stima sulla base di stime sull'andamento di variabili future - quali i prezzi, i costi, i tassi di crescita della domanda, i profili produttivi - e sono attualizzati utilizzando un tasso di sconto al lordo delle imposte che riflette la valutazione corrente di mercato del costo del denaro rapportato al periodo dell'investimento e ai rischi specifici dell'attività. Per un'attività che non genera flussi finanziari, il valore recuperabile è determinato in relazione alla "Cash Generating Unit" (di seguito "CGU") cui tale attività appartiene.

Una perdita di valore è riconosciuta nel Conto economico qualora il valore di iscrizione dell'attività o il valore del capitale impiegato netto della relativa "Cash Generating Unit" a cui essa è allocata è superiore al suo valore recuperabile.

Le perdite di valore delle CGU sono imputate in primo luogo a riduzione del valore contabile dell'eventuale avviamento attribuito e, quindi, a riduzione delle altre attività dell'unità in proporzione al valore contabile di ciascuna di esse. A eccezione dell'avviamento, le perdite di valore, nel caso in cui vi sia un indicatore che la perdita di valore non esiste più o quando vi è stato un cambiamento nelle valutazioni utilizzate per determinare il valore recuperabile, sono ripristinate nei limiti della relativa recuperabilità e del costo originariamente iscritto.

Fondo svalutazione crediti

I crediti commerciali sono inizialmente iscritti al fair value al netto di eventuali perdite di valore riferite alle somme ritenute inesigibili, iscritte in appositi fondi di svalutazione rettificativi. Il nuovo principio IFRS 9, adottato a partire dal 1 gennaio 2018, ha introdotto l'applicazione di un modello basato sulle perdite attese su crediti (Expected Credit Loss), che prevede che il Gruppo consideri le perdite su crediti attese, e le relative variazioni, a ogni data di riferimento del bilancio, superando l'approccio previsto dallo IAS 39. Non è quindi più necessario che si verifichi un evento che metta in dubbio la recuperabilità del credito prima di riconoscere una perdita su crediti.

Nello specifico, in relazione ai crediti commerciali, ai crediti da leasing finanziario e alle attività derivanti da contratti con i clienti, il Gruppo ha applicato l'approccio semplificato indicato dall'IFRS 9 per misurare il fondo svalutazione crediti come perdita attesa lungo la vita del credito. Il Gruppo ha quindi determinato l'ammontare delle perdite su crediti attese attraverso l'utilizzo di una matrice di accantonamento, stimata in base all'esperienza storica delle perdite su crediti in base allo scaduto dei creditori, adeguata per riflettere le condizioni attuali e le stime in merito alle condizioni economiche future.

Fondi per rischi e oneri

I fondi per rischi e oneri sono accantonati quando, in presenza di un'obbligazione in corso (legale o implicita), quale risultato di un evento passato, è probabile che sarà necessario un esborso di risorse per adempiere l'obbligazione il cui ammontare è stimabile in modo attendibile. Dove la componente finanziaria correlata al trascorrere del tempo è significativa, gli accantonamenti sono attualizzati, utilizzando un tasso che il Gruppo ritiene adeguato (è utilizzato un tasso tale da riflettere le valutazioni correnti di mercato del valore attuale del denaro e i rischi specifici connessi alla passività). Successivamente all'iscrizione iniziale, il valore del fondo rischi è aggiornato per riflettere il trascorrere del tempo e le eventuali variazioni di stima a seguito di modifiche degli importi previsti, delle tempistiche e dei tassi di attualizzazione utilizzati. L'eventuale incremento del fondo connesso al trascorrere del tempo è imputato a Conto economico alla voce "Oneri finanziari".

Sono oggetto di stima da parte del Gruppo le passività associabili a contenziosi legali e fiscali e le passività associate ai progetti di riqualificazione urbanistica e ambientale. Le valutazioni sugli accantonamenti per contenziosi sono basate sulla probabilità di esborso, anche attraverso l'ausilio dei legali esterni che supportano le società del Gruppo; la stima degli accantonamenti per i progetti di riqualificazione urbanistica e ambientale, le c.d. compensazioni volte a compensare gli impatti ambientali conseguenti alla realizzazione di impianti, è basata sull'analisi delle convenzioni sottoscritte con gli enti locali interessati e dell'avanzamento delle attività di realizzazione dei nuovi impianti.

Benefici ai dipendenti

La passività relativa ai benefici riconosciuti ai dipendenti ed erogati in coincidenza o successivamente alla cessazione del rapporto di lavoro e relativa a programmi a benefici definiti o altri benefici a lungo termine è iscritta al netto delle eventuali attività al servizio del piano ed è determinata sulla base di ipotesi attuariali stimando l'ammontare dei benefici futuri che i dipendenti hanno maturato alla data di riferimento. Le valutazioni attuariali utilizzate per la quantificazione dei benefici ai dipendenti (di tutti i piani a esclusione del TFR) sono state realizzate in base alla metodologia dei "benefici maturati" mediante il criterio "Projected Unit Credit" (PUC). Tali valutazioni si basano su ipotesi di tipo economico e demografico: tasso di attualizzazione (utilizzato per la determinazione del valore attuale dell'obbligazione, determinato considerando il rendimento di titoli obbligazionari di elevata qualità in linea con la durata del collettivo di lavoratori oggetto della valutazione), tasso di inflazione, tasso di incremento del livello delle retribuzioni future, tasso di incremento del rimborso medio sanitario, tasso di incremento del prezzo del consumo elettrico e le basi tecniche demografiche, come a esempio la mortalità e invalidità, pensionamento, dimissioni, anticipazioni e composizione delle famiglie.

Società controllate e area di consolidamento

L'area di consolidamento comprende la Capogruppo Terna S.p.A. e le società nelle quali la stessa ha il potere di esercitare, direttamente o indirettamente, il controllo inteso come il potere, o la capacità di indirizzare le attività rilevanti (che impattano in maniera sostanziale sui risultati della Capogruppo), nonché l'esposizione, o il diritto, a rendimenti variabili derivanti dal rapporto con le controllate, e infine la capacità di esercitare il proprio potere sulle controllate al fine di influenzare tali ritorni. I valori delle società controllate sono consolidati integralmente linea per linea a partire dalla data in cui il controllo è stato acquisito e sino alla data in cui tale controllo cessa.

L'elenco delle società incluse nell'area di consolidamento è riportato di seguito:

DENOMINAZIONE	SEDE LEGALE	VALUTA	CAPITALE SOCIALE	% DI PARTECIPAZIONE	METODO DI CONSOLIDAMENTO
CONTROLLATE DIRETTAMENTE DA TERNA S.P.A.
Terna Rete Italia S.p.A.	Roma	Euro	120.000	100%	Integrale
Attività	Progettazione, realizzazione, gestione, sviluppo, esercizio e manutenzione di linee e di strutture a rete e di altre infrastrutture connesse a tali reti, di impianti e apparecchiature funzionali alle predette attività nei settori della trasmissione e del dispacciamento dell'energia elettrica e in settori analoghi, affini o connessi.
Terna Crna Gora d.o.o.	Podgorica (Montenegro)	Euro	173.000.000	100%	Integrale
Attività	Autorizzazione, realizzazione e gestione delle infrastrutture di trasmissione costituenti l'interconnessione elettrica Italia-Montenegro in territorio montenegrino.
Terna Plus S.r.l.	Roma	Euro	16.050.000	100%	Integrale
Attività	Progettazione, realizzazione, gestione, sviluppo, esercizio e manutenzione di impianti, apparecchiature e infrastrutture anche a rete e di sistemi, ivi inclusi di accumulo diffuso di energia e di pompaggio e/o stoccaggio.
Terna Interconnector S.r.l.	Roma	Euro	10.000	65%*	Integrale
Attività	Responsabile delle attività di realizzazione e gestione della parte privata dell'interconnessione Italia Francia e delle opere civili della parte pubblica.
Monita Interconnector S.r.l.	Roma	Euro	10.000	95%**	Integrale
Attività	Responsabile delle attività di realizzazione e gestione della parte privata dell'interconnessione Italia Montenegro.
Rete S.r.l.	Roma	Euro	387.267.082	100%	Integrale
Attività	Progettazione, realizzazione, gestione, sviluppo, esercizio e manutenzione di linee elettriche ad alta tensione.
Difebal S.A.	Montevideo (Uruguay)	Pesos Uruguayano	140.000	100%	Integrale
Attività	Progettazione, costruzione e manutenzione di infrastrutture elettriche in territorio uruguaiano.
Terna Energy Solutions S.r.l.	Roma	Euro	2.000.000	100%	Integrale
Attività	Progettazione, realizzazione, gestione, sviluppo, esercizio e manutenzione di sistemi di accumulo diffuso di energia, di sistemi di pompaggio e/o di stoccaggio, di impianti, apparecchiature e infrastrutture anche a rete; occuparsi di ricerca, consulenza ed assistenza sulle questioni relative al core business; condurre qualsiasi altra attività che consenta una migliore utilizzazione e valorizzazione delle strutture, risorse e competenze impiegate.
Resia Interconnector S.r.l.	Roma	Euro	10.000	100%	Integrale
Attività	Progettazione, realizzazione, gestione sviluppo, esercizio e manutenzione, anche per conto terzi, di linee e di strutture a rete e di altre infrastrutture a tali reti connesse, di impianti e apparecchiature funzionali alle attività nel settore della trasmissione dell'energia elettrica, o in settori analoghi, affini o connessi ed è stata costituita per far fronte agli obblighi assunti dagli Assegnatari ai fini dell'implementazione dell'interconnessione con l'Austria.

* 5% detenuto da Terna Rete Italia S.p.A. e 30% detenuto da Transenergia S.r.l..

** 5% detenuto da Terna Rete Italia S.p.A..

DENOMINAZIONE	SEDE LEGALE	VALUTA	CAPITALE SOCIALE	% DI PARTECIPAZIONE	METODO DI CONSOLIDAMENTO
CONTROLLATE TRAMITE TERNA PLUS S.R.L.
Terna Chile S.p.A.	Santiago del Cile (Cile)	Pesos Cileni	1.000.000	100%	Integrale
Attività	Progettare, costruire, amministrare, sviluppare, esercire e manutenere qualsiasi tipo di strutture, impianti, attrezzature e infrastrutture elettriche, incluse quelle di interconnessione; produrre tutti i tipi di prodotti e servizi, costruzioni, opere elettriche e di ingegneria civile; occuparsi di ricerca, consulenza e assistenza sulle questioni relative al core business; condurre qualsiasi altra attività che possa migliorare l'utilizzo e lo sviluppo di impianti, risorse e competenze.
SPE Santa Maria
Transmissora de Energia S.A.	San Paolo (Brasile)	Real	45.474.716	99,99%*	Integrale
Attività	Prestazione di servizi pubblici di trasmissione di energia elettrica, compresa la costruzione, il funzionamento, e la manutenzione di impianti di trasmissione di energia elettrica o di qualsiasi altra attività necessaria per adempiere al predetto oggetto.
SPE Santa Lucia
Transmissora de Energia S.A.	San Paolo (Brasile)	Real	208.714.431	99,99%*	Integrale
Attività	Prestazione di servizi pubblici di trasmissione di energia elettrica, compresa la costruzione, il funzionamento, e la manutenzione di impianti di trasmissione di energia elettrica o di qualsiasi altra attività necessaria per adempiere al predetto oggetto.
Terna Peru S.A.C.	Lima (Perù)	Nuovo sol	28.191.000	99,99%*	Integrale
Attività	Progettare, costruire, amministrare, sviluppare, esercire e manutenere qualsiasi tipo di strutture, impianti, attrezzature e infrastrutture elettriche, incluse quelle di interconnessione; produrre tutti i tipi di prodotti e servizi, costruzioni, opere elettriche e di ingegneria civile; occuparsi di ricerca, consulenza e assistenza sulle questioni relative al core business; condurre qualsiasi altra attività che possa migliorare l'utilizzo e lo sviluppo di impianti, risorse e competenze.

* 0,01% Terna Chile S.p.A..

DENOMINAZIONE	SEDE LEGALE	VALUTA	CAPITALE SOCIALE	% DI PARTECIPAZIONE	METODO DI CONSOLIDAMENTO
CONTROLLATE TRAMITE TERNA ENERGY SOLUTIONS S.R.L.
Tamini Trasformatori S.r.l.	Melegnano (MI)	Euro	4.285.714	70%*	Integrale
Attività	Costruzione, riparazione e commercio di macchine elettriche.
Rete Verde 17 S.r.l.	Roma	Euro	10.000	100%	Integrale
Attività	Realizzazione e sviluppo di progetti nell'ambito delle energie rinnovabili.
Rete Verde 18 S.r.l.	Roma	Euro	10.000	100%	Integrale
Attività	Realizzazione e sviluppo di progetti nell'ambito delle energie rinnovabili.
Rete Verde 19 S.r.l.	Roma	Euro	10.000	100%	Integrale
Attività		Realizzazione e sviluppo di progetti nell'ambito delle energie rinnovabili.
Rete Verde 20 S.r.l.	Roma	Euro	10.000	100%	Integrale
Attività		Realizzazione e sviluppo di progetti nell'ambito delle energie rinnovabili.
Avvenia The Energy Innovator S.r.l.	Roma	Euro	10.000	70%**	Integrale
Attività	Fornitura di servizi in materia di efficienza energetica e/o consulenze energetiche e/o di processo alle imprese e agli enti pubblici e privati; di interventi tecnologici utili all'incremento dell'efficienza degli usi finali dell'energia; progettazione, realizzazione, sviluppo e manutenzione di impianti, apparecchiature e infrastrutture anche a rete.
CONTROLLATE TRAMITE TAMINI TRASFORMATORI S.R.L.
Tamini Transformers USA LLC	Sewickley - Pennsylvania	Dollari	52.089	100%	Integrale
Attività	Commercializzazione di trasformatori elettrici industriali e di potenza.
Tamini Transformatori India Private Limited	Maharashtra (India)	Rupie indiane	13.175.000	100%	Integrale

Attività Commercializzazione di trasformatori elettrici industriali e di potenza.

* 30% Holdco TES (controllata dal fondo Xenon Private Equity V, Riccardo Reboldi e Giorgio Gussago).

** 30% Avvenia S.r.l.

Di seguito le variazioni alla struttura del Gruppo rispetto alla situazione al 31 dicembre 2017:

• nell'ambito del progetto di individuazione e implementazione di nuove opportunità commerciali per servizi e interventi in materia di efficienza energetica, in data 15 febbraio 2018 è stata firmata l'acquisizione del 70% di Avvenia The Energy Innovator S.r.l.;
• il 16 luglio 2018 è stata costituita Resia Interconnector S.r.l., per la realizzazione dell'Interconnessione privata Italia-Austria, per la quale l'iter autorizzativo per il tratto in cavo Passo Resia - Glorenza dovrebbe concludersi nel 2019.
• Il 2 agosto 2018 è divenuta efficace la scissione parziale di Terna Plus S.r.l. (controllata al 100% della capogruppo Terna S.p.A.) in favore di una beneficiaria di nuova costituzione denominata Terna Energy Solutions S.r.l.. Il perimetro di attività scisso è focalizzato sul business Non Regolato e sulle attività di energy solutions già esercitate da Terna Plus S.r.l. A quest'ultima, a seguito della scissione, fanno riferimento le attività svolte in Sud America.

Con l'operazione di scissione sono state trasferite alla società TES anche le partecipazioni delle società che svolgono business Non Regolato Italia: Tamini Trasformatori S.r.l., Rete Verde 17 S.r.l., Rete Verde 18 S.r.l., Rete Verde 19 S.r.l., Rete Verde 20 S.r.l. e Avvenia The Energy Innovator S.r.l..

Società collegate

Le partecipazioni in imprese collegate sono quelle nelle quali il Gruppo Terna esercita un'influenza notevole, intesa come il potere di partecipare alla determinazione delle politiche finanziarie e gestionali della partecipata senza averne il controllo o il controllo congiunto. Nel valutare l'esistenza dell'influenza notevole, si tiene conto inoltre dei diritti di voto potenziali che risultano effettivamente esercitabili o convertibili.

Tali partecipazioni sono iscritte inizialmente al costo di acquisto e sono successivamente valutate con il metodo del patrimonio netto (equity method). Gli utili o le perdite di pertinenza del Gruppo sono riconosciuti nel Bilancio consolidato dalla data in cui l'influenza notevole ha avuto inizio e fino alla data in cui tale influenza cessa. In seguito all'applicazione dell'equity method, se vi sono indicazioni che la partecipazione ha subito una perdita durevole il Gruppo determina l'ammontare dell'impairment quale differenza tra il valore recuperabile e il valore contabile della partecipazione stessa. Nel caso in cui la perdita di pertinenza del Gruppo ecceda il valore di carico della partecipazione, quest'ultimo è annullato e l'eventuale eccedenza è rilevata in un apposito fondo, qualora la partecipante sia obbligata ad adempiere a obbligazioni legali o implicite dell'impresa partecipata o comunque a coprirne le perdite.

Società a controllo congiunto

Le partecipazioni in società a controllo congiunto, nelle quali il Gruppo esercita il controllo congiuntamente ad altre entità, sono iscritte inizialmente al costo e successivamente valutate con il metodo del patrimonio netto (equity method). Gli utili o le perdite di pertinenza del Gruppo sono riconosciuti nel Bilancio consolidato dalla data in cui l'influenza notevole ha avuto inizio e fino alla data in cui tale influenza cessa.

Nel valutare l'esistenza di controllo congiunto si verifica se le parti sono vincolate da un accordo contrattuale e se tale accordo attribuisce alle parti il controllo congiunto dell'accordo stesso. Nello specifico il controllo congiunto è dato dalla condivisione, su base contrattuale, del controllo di un accordo, che esiste unicamente quando per le decisioni relative alle attività rilevanti è richiesto il consenso unanime di tutte le parti che condividono il controllo.

DENOMINAZIONE SEDE LEGALE		VALUTA	CAPITALE SOCIALE*	UTILE DELL'ESERCIZIO*	% DI PARTECIPAZIONE	METODO DI CONSOLIDAMENTO	VALORE CONTABILE AL 31.12.2018 EURO MILIONI
SOCIETÀ COLLEGATE
Cesi S.p.A.	Milano	Euro	8.550.000	7.478.270	42,698%	Equity Method	49
Attività	Ricerca sperimentale e prestazione di servizi inerenti l'elettrotecnica.
Coreso S.A.	Bruxelles (Belgio)	Euro	1.000.000	245.771	15,84%	Equity Method	0,4
Attività	Centro tecnico di proprietà di diversi operatori di trasmissione di energia elettrica, che svolge attività di coordinamento tecnico congiunto dei TSO, per il miglioramento e potenziamento della sicurezza e coordinamento del sistema elettrico nell'Europa Centro-occidentale.
CGES A.D.	Podgorica (Montenegro)		Euro 155.108.283	4.880.060	22,0889%	Equity Method	26,7
Attività	Operatore della trasmissione e del dispacciamento dell'energia elettrica in Montenegro.
SOCIETÀ SOTTOPOSTA A CONTROLLO CONGIUNTO
ELMED	Etudes S.a.r.l. Tunisi (Tunisia)	Dinaro Tunisino	2.700.000	(178.503)	50%	Equity Method	0
Attività	Attività di studio concernenti il collegamento delle reti elettriche Italiana e tunisina.

L'elenco delle società collegate e a controllo congiunto è riportato di seguito:

* Dati relativi all'ultimo Bilancio approvato alla data di redazione del presente documento.

Procedure di consolidamento

Tutti i bilanci d'esercizio delle partecipate utilizzati per la predisposizione del Bilancio consolidato sono stati redatti al 31 dicembre 2018 e sono stati approvati dai Consigli di Amministrazione e dalle Assemblee delle partecipate e rettificati, laddove necessario, per renderli omogenei ai principi contabili applicati dalla Capogruppo.

In fase di redazione del Bilancio consolidato saldi, operazioni, ricavi e costi infragruppo sono eliminati integralmente al netto del relativo effetto fiscale, se significativo (c.d. "consolidamento integrale").

Gli utili e le perdite non realizzate con società collegate e società a controllo congiunto sono eliminati per la quota di pertinenza del Gruppo. In entrambi i casi, le perdite non realizzate sono eliminate, a eccezione del caso in cui esse siano rappresentative di una perdita di valore.

Conversione delle poste in valuta

Nel bilancio del Gruppo le transazioni in valuta diversa dalla valuta funzionale sono rilevate al tasso di cambio in essere alla data dell'operazione. Le attività e le passività monetarie denominate in valuta diversa dalla valuta funzionale sono successivamente adeguate al tasso di cambio in essere alla data di chiusura del periodo contabile di riferimento e le differenze di cambio eventualmente emergenti sono riflesse nel Conto economico.

Le attività e passività non monetarie denominate in valuta e iscritte al costo storico sono convertite utilizzando il tasso di cambio in vigore alla data di iniziale rilevazione dell'operazione. Le attività e passività non monetarie denominate in valuta e iscritte al fair value sono convertite utilizzando il tasso di cambio alla data di determinazione di tale valore.

Immobili, impianti e macchinari

Gli immobili, impianti e macchinari sono rilevati al costo storico, comprensivo dei costi accessori direttamente imputabili e necessari alla messa in funzione del bene per l'uso per cui è stato acquistato; il costo è incrementato, in presenza di obbligazioni legali o implicite, del valore attuale del costo stimato per lo smantellamento e la rimozione dell'attività. La corrispondente passività è rilevata nei fondi rischi e oneri. Gli oneri finanziari direttamente imputabili all'acquisizione, alla costruzione o alla produzione di un bene che giustifica una capitalizzazione ai sensi dello IAS 23 sono capitalizzati sul bene stesso come parte del suo costo. I costi sostenuti successivamente all'acquisto sono rilevati come un aumento del valore contabile dell'elemento cui si riferiscono, se è probabile che i futuri benefici derivanti dal costo sostenuto affluiranno al Gruppo e il costo dell'elemento può essere determinato attendibilmente. Tutti gli altri costi sono rilevati nel Conto economico nell'esercizio in cui sono sostenuti.

Ciascuna componente di un immobile, impianto e macchinario di valore significativo rispetto al valore complessivo del cespite cui appartiene è rilevata e ammortizzata separatamente.

Gli immobili, impianti e macchinari sono esposti al netto dei relativi ammortamenti accumulati e di eventuali perdite di valore. L'ammortamento è calcolato in quote costanti in base alla vita utile economico-tecnica stimata del bene, che è riesaminata con periodicità annuale ed eventuali cambiamenti sono riflessi prospetticamente. L'ammortamento delle immobilizzazioni inizia quando il bene è disponibile all'uso.

Qualora sussistano passività relative ad attività materiali, è rilevato un apposito fondo in contropartita all'attività a cui si riferisce; la rilevazione dell'onere a Conto economico avviene attraverso il processo di ammortamento dell'immobilizzazione materiale alla quale l'onere stesso si riferisce.

Gli immobili, impianti e macchinari sono eliminati contabilmente o al momento della loro dismissione o quando non è atteso alcun beneficio economico futuro dal loro utilizzo o dismissione. L'eventuale utile o perdita, rilevato a Conto economico, è determinato come differenza tra il corrispettivo netto derivante dalla dismissione e il valore netto contabile dei beni eliminati.

Le principali aliquote calcolate sulla base della vita utile sono le seguenti:

ALIQUOTE DI AMMORTAMENTO
Fabbricati civili e industriali	2,50%
Linee di trasporto	2,22%
Stazioni di trasformazione:
- Macchinario elettrico	2,38%
- Apparecchiature e attrezzature elettriche	3,13%
- Sistemi di automazione e controllo	6,70%
Sistemi centrali per la teleconduzione e controllo:
- Attrezzature, apparecchiature elettriche e impianti ausiliari	5,00%
- Calcolatori elettronici	10,00%

I terreni, sia liberi da costruzione sia annessi a fabbricati civili e industriali, non sono ammortizzati in quanto elementi a vita utile illimitata.

Gli immobili, impianti e macchinari acquisiti mediante contratti di leasing finanziario, attraverso i quali sono sostanzialmente trasferiti sul Gruppo tutti i rischi e i benefici legati alla proprietà, sono riconosciuti come attività del Gruppo al loro fair value o, se inferiore, al valore attuale dei pagamenti minimi dovuti per il leasing, inclusa l'eventuale somma da pagare per l'esercizio dell'opzione di acquisto. La corrispondente passività verso il locatore è rappresentata tra i debiti finanziari. I beni sono ammortizzati applicando i criteri e le aliquote sopra indicati; nel caso in cui non esista la ragionevole certezza che se ne acquisti la proprietà al termine della locazione, essi sono ammortizzati lungo la durata della locazione stessa o la vita utile, se inferiore.

Le locazioni nelle quali il locatore mantiene sostanzialmente tutti i rischi e i benefici legati alla proprietà dei beni sono classificati come leasing operativi. I costi riferiti ai leasing operativi sono rilevati linearmente a Conto economico lungo la durata del contratto di leasing.

Attività immateriali

Le attività immateriali, tutte aventi vita utile definita, sono rilevate al costo e presentate al netto dei relativi ammortamenti accumulati e di eventuali perdite di valore. L'ammortamento ha inizio quando l'attività immateriale è disponibile all'uso ed è calcolato in modo sistematico a quote costanti in base alla vita utile stimata, che è riesaminata con periodicità annuale, ed eventuali cambiamenti di stima sono applicati prospetticamente.

Le attività immateriali sono sostanzialmente costituite dalla concessione a esercitare in maniera esclusiva l'attività di trasmissione e dispacciamento dell'energia elettrica ottenuta dalla Capogruppo Terna S.p.A. in data 1 novembre 2005 con l'acquisizione del ramo d'azienda TSO. Come stabilito dal DMAP 20 aprile 2005, tale concessione ha la durata di anni venticinque, rinnovabile per un periodo corrispondente, a decorrere dalla suddetta data di efficacia del trasferimento dal GSE (ex GRTN) a Terna S.p.A. delle attività, delle funzioni, dei beni, dei rapporti giuridici attivi e passivi relativi all'esercizio della concessione stessa. Tale attività immateriale è stata rilevata inizialmente al costo rappresentativo del fair value.

Le altre immobilizzazioni immateriali si riferiscono essenzialmente a sviluppi e evolutive software.

I costi di sviluppo sono capitalizzati dal Gruppo Terna solo se possono essere determinati in modo attendibile e sussistono la possibilità tecnica e l'intenzione di completare l'attività immateriale in modo da essere disponibile per l'uso; sussiste la capacità di utilizzare l'attività immateriale ed è possibile dimostrare che genererà probabili benefici economici futuri.

Gli oneri finanziari direttamente imputabili all'acquisizione, alla costruzione o alla produzione di una immobilizzazione immateriale che giustifica una capitalizzazione ai sensi dello IAS 23 sono capitalizzati sul bene stesso come parte del suo costo.

Tutti gli altri costi di sviluppo e tutte le spese di ricerca sono rilevati a Conto economico quando sostenuti. Le suddette altre immobilizzazioni immateriali sono ammortizzate in un arco di tempo rappresentativo della vita utile residua, normalmente entro i tre anni, considerata l'alta obsolescenza di tali beni.

Diritti sull'infrastruttura

Comprendono le attività materiali e immateriali asservite all'attività di dispacciamento in Italia e all'esercizio della concessione in Perù, svolte in regime di concessione, che rientrano nell'ambito di applicazione dell'IFRIC 12, essendo soddisfatti sia il presupposto della regolamentazione dei servizi sia il presupposto del controllo dell'interesse residuo. In particolare, tra le attività immateriali sono iscritti i diritti sull'infrastruttura rappresentati con l'Intangible Asset model, tenuto conto del regime tariffario che remunera l'attività, mediante il diritto di far pagare gli utenti del servizio pubblico.

I ricavi e i costi relativi all'attività di investimento sono rilevati su base contrattuale con riferimento alla fase di completamento; i ricavi rilevati durante la fase di costruzione sono limitati all'ammontare dei costi esterni e interni sostenuti per la fase di costruzione, tenuto conto che il fair value dei servizi di costruzione è assimilabile al costo di costruzione riconosciuto ai terzi appaltatori con l'aggiunta dei costi interni del personale tecnico impegnato nella suddetta attività di costruzione. I beni proseguono nel piano di ammortamento iniziale.

La rilevazione dei ricavi tariffari, invece, continua a essere effettuata secondo quanto previsto dal IFRS 15 mentre gli oneri finanziari continuano a essere capitalizzati, secondo quanto previsto dallo IAS 23.

L'IFRIC 12, invece, non è applicabile alla concessione della Capogruppo per la parte inerente le attività di trasmissione, dal momento che né la concessione né atti di legge prevedono che il concedente pubblico rientri in possesso della RTN, neanche tramite corresponsione di un indennizzo, così da divenirne proprietario.

Avviamento

L'avviamento, derivante dall'acquisizione di società controllate, è allocato a ciascuna delle "Cash Generating Unit" (di seguito CGU) identificate, coincidenti con le società del Gruppo proprietarie di reti di trasmissione dell'energia elettrica e con il Gruppo Tamini, relativo alla produzione e commercializzazione di trasformatori. Dopo l'iniziale iscrizione, l'avviamento non è ammortizzato ed è ridotto per eventuali perdite di valore, determinate secondo le modalità descritte nel seguito. L'avviamento relativo a partecipazioni in società collegate e in società a controllo congiunto è incluso nel valore di carico di tali società. Nel caso in cui dovesse emergere un avviamento negativo, è rilevato a Conto economico al momento dell'acquisizione.

Rimanenze

Le rimanenze di magazzino sono iscritte e valutate al minore tra il costo d'acquisto e il valore netto di presumibile realizzo. La configurazione di costo utilizzata è il costo medio ponderato che include gli oneri accessori di competenza. Per valore netto di presumibile realizzo si intende il prezzo di vendita stimato nel normale svolgimento delle attività al netto dei costi di completamento nonché dei costi stimati per realizzare la vendita.

Strumenti finanziari

Attività finanziarie

Il nuovo principio IFRS 9 - Strumenti finanziari, entrato in vigore il 1 gennaio 2018, si articola nelle seguenti fasi: classificazione e valutazione, derecognition, impairment, e hedge accounting.

Al fine di classificare e valutare gli strumenti finanziari, il Gruppo iscrive le attività finanziarie al fair value comprensivo dei costi di transazione.

Le attività finanziarie rappresentate da strumenti di debito rientranti nell'ambito di applicazione del principio, possono essere valutate, sulla base del business model adottato per la gestione delle attività finanziarie e delle caratteristiche contrattuali dei flussi di cassa, al costo ammortizzato, al fair value rilevato nel conto economico complessivo e al fair value rilevato nel conto economico.

Il Gruppo, secondo quanto previsto dal principio IFRS 9, individua la corretta classificazione sulla base delle risultanze del c.d. SSPI test ("solely payments of principal and interest"), secondo il quale possono essere iscritti al costo ammortizzato o al fair value con contropartita Conto economico complessivo le attività che generano flussi finanziari che dipendono solamente dal capitale e dagli interessi sull'importo del capitale da restituire. Tale valutazione viene eseguita a livello di singolo strumento.

In particolare, il Gruppo valuta le attività finanziarie:

• al costo ammortizzato, per le attività finanziarie detenute con l'obiettivo di incassare i flussi di cassa contrattuali che superano l'SPPI test, in quanto i flussi di cassa rappresentano esclusivamente pagamenti di capitale e interesse;
• al fair value con contropartita Conto economico complessivo (FVOCI), quando l'attività finanziaria è posseduta nel quadro di un modello di business il cui obiettivo è conseguito sia mediante l'incasso dei flussi finanziari contrattuali che mediante la vendita delle attività finanziarie e i termini contrattuali dell'attività finanziaria prevedono a determinate date flussi finanziari rappresentati unicamente da pagamenti del capitale ed interessi determinati sull'importo del capitale da restituire. Le variazioni di fair value successive alla rilevazione iniziale sono rilevate con contropartita Conto economico complessivo e riciclano a Conto economico in sede di derecognition;
• al fair value con contropartita Conto economico (FVTPL), per le attività che non sono detenute in uno dei business model di cui sopra. In tale categoria rientrano principalmente gli strumenti finanziari derivati detenuti con finalità di negoziazione e gli strumenti di debito i cui flussi contrattuali non sono rappresentati solo da capitale e interessi.

Diritti sull'infrastruttura

Comprendono le attività materiali e immateriali svolte in Brasile, in regime di concessione, che rientrano nell'ambito di applicazione dell'IFRIC 12, essendo soddisfatti sia il presupposto della regolamentazione dei servizi sia il presupposto del controllo dell'interesse residuo. In particolare, tra le attività finanziarie sono iscritti i diritti sull'infrastruttura rappresentati con il Financial Asset model, tenuto conto del regime tariffario che remunera l'attività, mediante il diritto contrattuale incondizionato a ricevere disponibilità liquide o un'altra attività finanziaria dal concedente (o da terzi, in base alle direttive del concedente) e quest'ultimo non ha la possibilità di evitarne il pagamento.

I ricavi e i costi relativi all'attività di investimento sono rilevati su base contrattuale con riferimento alla fase di completamento; i ricavi rilevati durante la fase di costruzione comprendono la remunerazione di tale servizio.

Crediti commerciali

I crediti commerciali sono inizialmente iscritti al fair value e successivamente valutati al costo ammortizzato usando il metodo del tasso di interesse effettivo. I crediti la cui scadenza rientra nei normali termini commerciali non sono attualizzati.

Secondo quanto previsto dal principio IFRS 9, infatti, i crediti commerciali del Gruppo rientrano nel modello di business Held to collect, in quanto si tratta di attività detenute con l'obiettivo di realizzare i flussi di cassa prevalentemente tramite la raccolta dei soli flussi contrattuali, i crediti hanno prevalentemente scadenza entro i 12 mesi e non presentano una significativa componente finanziaria, e il Gruppo non intende ricorrere a operazioni di cessione di tali crediti.

I crediti commerciali sono iscritti al netto di eventuali perdite di valore iscritte in appositi fondi di svalutazione (identificate sulla base di quanto esposto nel paragrafo Fondo svalutazione crediti). Il nuovo principio IFRS 9, adottato a partire dal 1 gennaio 2018, ha introdotto l'applicazione di un modello basato sulle perdite attese su crediti (Expected Credit Loss), che prevede che il Gruppo consideri le perdite su crediti attese, e le relative variazioni, a ogni data di riferimento del bilancio, superando l'approccio previsto dallo IAS 39. Non è quindi più necessario che si verifichi un evento che metta in dubbio la recuperabilità del credito prima di riconoscere una perdita su crediti. Nello specifico, in relazione ai crediti commerciali, ai crediti da leasing finanziario e alle attività derivanti da contratti con i clienti, il Gruppo ha applicato l'approccio semplificato indicato dall'IFRS 9 per misurare il fondo svalutazione crediti come perdita attesa lungo la vita del credito. Il Gruppo ha quindi determinato l'ammontare delle perdite su crediti attese attraverso l'utilizzo di una matrice di accantonamento, stimata in base all'esperienza storica delle perdite su crediti in base allo scaduto dei creditori, aggiustata per riflettere le condizioni attuali e le stime in merito alle condizioni economiche future.

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti sono iscritti al valore nominale e comprendono i valori che possiedono i requisiti della disponibilità a vista o che sono prontamente convertibili in un ammontare noto di denaro e soggetto a un rischio di variazione del valore non rilevante.

Debiti commerciali

I debiti commerciali sono inizialmente iscritti al fair value e successivamente valutati al costo ammortizzato e, qualora la relativa scadenza rientri nei normali termini commerciali, non vengono attualizzati. L'introduzione dell'IFRS 9 non ha comportato significative variazioni nella contabilizzazione di tali debiti.

Passività finanziarie

Le passività finanziarie sono rilevate al costo alla "data di regolamento", rappresentato dal fair value delle passività al netto dei costi di transazione direttamente attribuibili. Successivamente, le passività finanziarie sono valutate con il criterio del costo ammortizzato, utilizzando il metodo del tasso di interesse effettivo originario; qualora tali passività siano oggetto di fair value hedge, detto valore è adeguato per riflettere le variazioni di fair value relativamente al rischio coperto.

La valutazione successiva delle passività finanziarie dipende dallo loro classificazione: passività finanziaria valutata al costo ammortizzato e al fair value rilevato nel conto economico.

Strumenti finanziari derivati

Gli strumenti derivati sono inizialmente rilevati al fair value alla data di negoziazione.

I criteri che qualificano l'efficacia della relazione di copertura sono i seguenti:

• la relazione di copertura consiste solo di strumenti di copertura ammissibili ed elementi coperti ammissibili;
• all'inizio della relazione di copertura vi è una designazione e documentazione formale della relazione di copertura, degli obiettivi dell'entità nella gestione del rischio e della strategia nell'effettuare la copertura. La documentazione include l'individuazione dello strumento di copertura, dell'elemento coperto, della natura del rischio coperto e come l'entità valuterà se la relazione di copertura soddisfi i requisiti di efficacia della copertura (compresa la sua analisi delle fonti di inefficacia della copertura e di come essa determina il rapporto di copertura);
• il rapporto di copertura della relazione di copertura è lo stesso di quello risultante dalla quantità dell'elemento coperto che l'entità effettivamente copre e dalla quantità dello strumento di copertura che l'entità effettivamente utilizza per coprire tale quantità di elemento coperto.

La società dovrà cessare prospetticamente l'hedge accounting solo quando la relazione di copertura, o una parte di essa, cessa di soddisfare i criteri qualificanti, come ad esempio quando lo strumento giunge a scadenza o è venduto, cessato o esercitato. A questo scopo, la sostituzione o il riporto di uno strumento di copertura con un altro strumento di copertura non è una conclusione o una cessazione se tale sostituzione o rollover è parte coerente del documentato obiettivo del risk management.

Ai fini dell'hedge accounting, le coperture sono di tre tipi:

• copertura di fair value in caso di copertura dell'esposizione contro le variazioni del fair value dell'attività o passività rilevata o impegno irrevocabile non iscritto;
• copertura di flussi finanziari in caso di copertura dell'esposizione contro la variabilità dei flussi finanziari attribuibile a un particolare rischio associato con tutte le attività o passività rilevate o a un'operazione programmata altamente probabile o il rischio di valuta estera su impegno irrevocabile non iscritto;
• copertura di un investimento netto in una gestione estera.

Per i derivati che coprono il rischio di variazione dei flussi di cassa degli strumenti oggetto di copertura (cash flow hedge), le variazioni del fair value sono inizialmente rilevate nelle altre componenti del conto economico complessivo per la porzione qualificata come efficace e successivamente riciclate a Conto economico coerentemente agli effetti economici prodotti dall'operazione coperta.

La porzione di fair value dello strumento di copertura che non soddisfa la condizione per essere qualificata come efficace è rilevata a Conto economico.

Quando i derivati di copertura coprono il rischio di variazione del fair value degli strumenti oggetto di copertura (fair value hedge), essi sono rilevati al fair value con imputazione degli effetti a Conto economico; coerentemente, gli strumenti oggetto di copertura sono adeguati per riflettere le variazioni del fair value associate al rischio coperto. Le variazioni del fair value dei derivati che non soddisfano le condizioni per essere qualificati come di copertura, ai sensi degli IFRS/EU, sono rilevate a Conto economico.

Il fair value è determinato utilizzando le quotazioni ufficiali per gli strumenti scambiati in mercati regolamentati. Il fair value per gli strumenti non scambiati in mercati regolamentati è determinato attualizzando i flussi di cassa attesi alla curva dei tassi di interesse di mercato alla data di riferimento e convertendo i valori in divise diverse dall'euro ai cambi di fine periodo. I contratti finanziari e non finanziari (che già non siano valutati al fair value) sono altresì analizzati per identificare l'esistenza di derivati "impliciti" (embedded) che devono essere scorporati e valutati al fair value.

Le suddette analisi sono effettuate sia al momento in cui si entra a far parte del contratto, sia quando avviene una rinegoziazione dello stesso che comporti una modifica significativa dei flussi finanziari originari connessi.

Benefici per i dipendenti

Le passività relative ai benefici riconosciuti ai dipendenti ed erogati in coincidenza o successivamente alla cessazione del rapporto di lavoro e relativa a programmi a benefici definiti (TFR, Ima1 , Isp2 , Sconto energia, Assistenza sanitaria Asem e altri benefici) o altri benefici a lungo termine (premio fedeltà) è iscritta al netto delle eventuali attività al servizio del piano ed è determinata, separatamente per ciascun piano, sulla base di ipotesi attuariali stimando l'ammontare dei benefici futuri che i dipendenti hanno maturato alla data di riferimento. La passività è rilevata per competenza lungo il periodo di maturazione del diritto. La valutazione della passività è effettuata da attuari indipendenti.

Fondi per rischi e oneri futuri

Gli accantonamenti ai fondi per rischi e oneri sono rilevati quando, alla data di riferimento, in presenza di un'obbligazione legale o implicita nei confronti di terzi, derivante da un evento passato, è probabile che per soddisfare l'obbligazione si renda necessario un esborso di risorse il cui ammontare sia stimabile in modo attendibile. Se l'effetto è significativo, gli accantonamenti sono determinati attualizzando i flussi finanziari futuri attesi a un tasso di sconto che riflette la valutazione corrente del mercato del costo del denaro in relazione al tempo e, se applicabile, il rischio specifico applicabile all'obbligazione. Quando l'ammontare è attualizzato, l'adeguamento periodico del valore attuale determinato dovuto al fattore temporale è rilevato a Conto economico come onere finanziario. Se la passività è relativa ad attività materiali (esempio: smantellamento e ripristino siti), il fondo è rilevato in contropartita all'attività a cui si riferisce e la rilevazione dell'onere a Conto economico avviene attraverso il processo di ammortamento dell'immobilizzazione materiale stessa.

Le variazioni di stima sono riflesse nel Conto economico dell'esercizio in cui avviene la variazione, a eccezione di quelle di stima dei costi previsti per smantellamento, rimozione e bonifica, che risultino da cambiamenti nei tempi e negli impieghi di risorse economiche necessarie per estinguere l'obbligazione o riconducibili a una variazione significativa del tasso di sconto, che sono portate a incremento o a riduzione delle relative attività e imputate a Conto economico tramite il processo di ammortamento.

Contributi

I contributi pubblici sono rilevati quando esiste una ragionevole certezza che saranno ricevuti e che il Gruppo rispetterà tutte le condizioni previste per la loro erogazione. I contributi ricevuti a fronte di specifici beni il cui valore è iscritto tra le immobilizzazioni sono rilevati, per gli impianti già in esercizio al 31 dicembre 2002, tra le altre passività e accreditati a Conto economico in relazione al periodo di ammortamento dei beni cui si riferiscono. A far data dall'esercizio 2003, per i nuovi impianti entrati in esercizio, i relativi contributi sono rilevati a diretta riduzione delle immobilizzazioni stesse. I contributi in conto esercizio sono rilevati integralmente a Conto economico nel momento in cui sono soddisfatte le condizioni di iscrivibilità.

¹ Indennità mensilità aggiuntive.

² Indennità sostitutiva del preavviso.

Ricavi

I ricavi del Gruppo sono così articolati:

• Ricavi delle vendite e delle prestazioni, accolgono i ricavi derivanti da contratti con clienti, rientranti quindi nell'ambito di applicazione del principio contabile IFRS 15.

Secondo quanto previsto dall'IFRS 15, applicato dal 1 gennaio 2018, i ricavi derivanti da contratti con i clienti sono rilevati quando le performance obligation individuate nel contratto vengono soddisfatte ed il controllo dei beni e servizi è quindi trasferito al cliente per un ammontare che riflette il corrispettivo che il Gruppo si aspetta di ricevere in cambio di tali beni o servizi.

Il principio prevede due diverse modalità per individuare il momento idoneo al riconoscimento dei ricavi attribuibili alle singole Performance obligation: all'inizio del contratto il Gruppo valuta se i beni o servizi oggetto della performance obligation saranno trasferiti al cliente nel corso del tempo (over a period of time) oppure in un determinato momento (at a point in time):

• Ricavi delle vendite di beni, sono rilevati nel momento in cui il controllo del bene è trasferito all'acquirente (at a point in time). Il Gruppo considera se ci sono altre promesse nel contratto che rappresentano obbligazioni di fare sulle quali una parte del corrispettivo della transazione deve essere allocato. Nel determinare il prezzo della transazione di vendita, il Gruppo considera gli effetti derivanti dalla presenza di corrispettivo variabile, di componenti di finanziamento significative, di corrispettivi non monetari e di corrispettivi da pagare al cliente (se presenti);
• Ricavi per la prestazione di servizi, sono rilevati con riferimento allo stato di completamento delle attività, secondo le previsioni dell'IFRS 15 (over a period of time).
• Altri ricavi e proventi, accolgono in particolare ricavi derivanti da contratti di leasing attivi (che a partire dal 1 gennaio 2019 saranno disciplinati dal principio IFRS 16) ed altri ricavi di carattere residuale, inclusi nell'ambito di applicazione dell'IFRS 15, derivanti da operazioni di vendita di beni che non rientrano nell'attività caratteristica della società.

Proventi e oneri finanziari

Gli oneri finanziari che sono direttamente imputabili all'acquisizione, alla costruzione o alla produzione di un bene che giustifica una capitalizzazione sono capitalizzati in quanto parte del costo del bene stesso. I beni materiali e immateriali interessati sono quelli che richiedono un periodo uguale o superiore a un anno prima di essere pronti per l'uso; gli oneri finanziari direttamente imputabili sono quelli che non sarebbero stati sostenuti se non fosse stata sostenuta la spesa per tale bene.

Nella misura in cui sono stati stipulati finanziamenti specifici, l'ammontare degli oneri finanziari capitalizzabili su quel bene è determinato come onere finanziario effettivo sostenuto per quel finanziamento, dedotto ogni provento finanziario derivante dall'investimento temporaneo di quei fondi. Per quanto concerne l'indebitamento genericamente ottenuto, l'ammontare degli oneri finanziari capitalizzabili è determinato applicando un tasso di capitalizzazione alle spese sostenute per quel bene che corrisponde alla media ponderata degli oneri finanziari relativi ai finanziamenti in essere durante l'esercizio, diversi da quelli ottenuti specificamente. L'ammontare degli oneri finanziari capitalizzati durante un esercizio, in ogni caso, non eccede l'ammontare degli oneri finanziari sostenuti durante quell'esercizio.

La data di inizio della capitalizzazione corrisponde alla data in cui per la prima volta sono soddisfatte tutte le seguenti condizioni: (a) sono stati sostenuti i costi per il bene; (b) sono stati sostenuti gli oneri finanziari; e (c) sono state intraprese le attività necessarie per predisporre il bene per il suo utilizzo previsto o per la vendita. La capitalizzazione degli oneri finanziari è interrotta quando tutte le operazioni necessarie per predisporre il bene nelle condizioni per il suo utilizzo previsto o la sua vendita sono sostanzialmente completate.

Il tasso di capitalizzazione medio utilizzato per l'esercizio 2018 è pari a circa 1,23% (per il 2017 era pari al 1,30%).

I proventi e oneri finanziari, differenti da quelli capitalizzati, sono rilevati per competenza sulla base degli interessi maturati sul valore netto delle relative attività e passività finanziarie utilizzando il tasso di interesse effettivo.

Dividendi

I dividendi da società partecipate sono rilevati quando è stabilito il diritto degli azionisti a ricevere il pagamento. I dividendi e gli acconti sui dividendi pagabili agli azionisti sono rappresentati come movimento del patrimonio netto alla data in cui sono approvati, rispettivamente, dall'Assemblea degli Azionisti e dal Consiglio di Amministrazione.

Utile per azione

L'utile base per azione è calcolato dividendo l'utile o la perdita d'esercizio attribuibile agli azionisti possessori di azioni ordinarie per la media ponderata delle azioni ordinarie in circolazione nell'esercizio.

Imposte sul reddito

Le imposte correnti sul reddito dell'esercizio, iscritte tra i "Debiti per imposte sul reddito" al netto di acconti versati, ovvero tra i "Crediti per imposte sul reddito" qualora il saldo netto delle voci descritte risulti a credito, sono determinate in base alla stima del reddito imponibile e in conformità alle disposizioni in vigore, tenendo conto delle esenzioni applicabili.

Le imposte sul reddito differite e anticipate sono calcolate sulle differenze temporanee tra i valori patrimoniali iscritti in Bilancio e i corrispondenti valori riconosciuti ai fini fiscali applicando l'aliquota d'imposta in vigore o che si presume in vigore alla data in cui le differenze temporanee si riverseranno, determinata sulla base delle aliquote d'imposta alla data di riferimento.

L'iscrizione di attività per imposte anticipate è effettuata quando il loro recupero è probabile, cioè quando si prevede che possano rendersi disponibili in futuro imponibili fiscali sufficienti a recuperare l'attività. La recuperabilità delle attività per imposte anticipate è riesaminata a ogni chiusura di periodo.

Le imposte differite sono iscritte, se esistenti, in ogni caso. Le imposte relative a componenti rilevati direttamente a Conto economico complessivo sono imputate anch'esse a Conto economico complessivo.

Nuovi principi contabili

Principi contabili internazionali entrati in vigore a partire dal 1 gennaio 2018

A partire dal 1 gennaio 2018 sono entrati in vigore due nuovi principi contabili, la cui applicazione non ha avuto impatti significativi per il Gruppo, ed alcuni nuovi emendamenti ai principi già applicabili.

In particolare, in riferimento ai nuovi principi contabili, si segnalano:

IFRS 15 - Revenue from Contract with Customers

In data 29 ottobre 2016 è stato omologato dalla Commissione Europea il nuovo principio IFRS 15 sulla contabilizzazione dei ricavi. Il nuovo Standard ha introdotto un modello di rilevazione dei ricavi in cinque fasi, nello specifico: 1) si identifica il contratto con il cliente; 2) si identificano le Performance Obligation previste nel contratto; 3) si determina il prezzo della transazione; 4) si alloca il prezzo della transazione; 5) si rileva il ricavo quando la Performance Obligation è adempiuta. Secondo lo Standard, l'adempimento dell'obbligazione avviene quando il controllo dei beni o servizi sottostanti alla Performance Obligation è trasferito al cliente. Il controllo è definito come "la capacità di dirigere l'uso e ottenere sostanzialmente tutti i benefici residui dell'asset".

L'obiettivo è quello di creare un quadro di riferimento completo e omogeneo per la rilevazione dei ricavi, applicabile a tutti i contratti con i clienti (a eccezione dei contratti di leasing, dei contratti assicurativi e degli strumenti finanziari). Il nuovo principio ha sostituito tutti i precedenti requisiti presenti negli IFRS in tema di riconoscimento dei ricavi; in particolare ha sostituito i seguenti principi:

• IAS 11 Commesse Pluriennali e interpretazioni;
• IAS 18 Ricavi delle vendite e dei Servizi;
• IFRIC 13 Programmi di fidelizzazione della clientela;
• IFRIC 15 Accordi per la costruzione di immobili;
• IFRIC 18 Trasferimento di attività della clientela;
• SIC 31 Operazioni di scambio e servizi pubblicitari.

Inoltre, in data 31 ottobre 2016, la Commissione Europea ha omologato una guidance chiarificatrice di alcuni espedienti pratici e aspetti emersi nella discussione del TRG (Transition Resource Group for Revenue Recognition) relativi all'applicazione del nuovo principio IFRS 15: identificazione delle Performance Obligation, qualifica di "Principal versus Agent" e una guida applicativa sulle licenze. Il nuovo principio è entrato in vigore dal 1 gennaio 2018 con la possibilità di applicazione anticipata e retrospettica.

Il Gruppo Terna ha applicato il nuovo standard dal 1 gennaio 2018, utilizzando il metodo retrospettico modificato, contabilizzando a patrimonio netto gli effetti cumulati derivanti dall'adozione dell'IFRS 15 alla data dell'applicazione iniziale, usufruendo inoltre dell'espediente pratico dei contratti completati.

Dall'adozione del nuovo principio sono emersi per il Gruppo impatti quantitativamente non materiali e limitati a fattispecie residuali nell'ambito del settore Regolato (di seguito anche Regolato), relativi ai ricavi da connessioni alla RTN, e ad alcuni contratti nell'ambito del settore Non Regolato (di seguito anche Non Regolato),relativi ai ricavi consolidati del Gruppo Tamini. In particolare gli effetti contabili derivanti dall'applicazione del nuovo principio hanno determinato un impatto negativo sui ricavi di commessa del Non Regolato generando complessivamente al netto dell'effetto fiscale una riduzione sul patrimonio netto di Gruppo al 1 gennaio 2018 per circa euro 1 milione e dei crediti commerciali per circa 2 milioni di euro.

IFRS 9 - Financial Instruments

In data 22 novembre 2016 la Commissione Europea ha omologato la versione finale del principio IFRS 9 - Strumenti finanziari - nella sua versione definitiva del 24 luglio 2014, che scaturisce da un iter complesso e articolato di sostituzione dello IAS 39, che si articola nelle seguenti fasi: classificazione e valutazione, derecognition, impairment, e hedge accounting. Il nuovo principio è entrato in vigore a partire dal 1 gennaio 2018 ed è consentita l'applicazione anticipata. Le principali novità del nuovo standard prevedono, tra l'altro, un'unica guidance di classificazione per ogni tipo di strumento finanziario includendo i requisiti per la rilevazione e misurazione, impairment, derecognition e sulla contabilizzazione dell'hedge accounting; le attività finanziarie saranno pertanto classificate nella loro interezza e non saranno soggette a complesse regole di separazione. Il nuovo criterio di classificazione degli strumenti finanziari si basa sul modello di gestione adottata dalla società per la gestione delle attività finanziarie con riferimento all'incasso dei flussi di cassa e sulle caratteristiche dei flussi di cassa contrattuali delle attività finanziarie stesse. Nell'ambito dell'impairment, è stato superato, reputandolo un punto di debolezza, il modello previsto dallo IAS 39 basato sul criterio dell'incurred loss, che rinviava la rilevazione delle perdite su crediti fino al momento del verificarsi del trigger event. Il nuovo IFRS 9 prevede un modello caratterizzato da una visione prospettica, che richiede la rilevazione immediata delle perdite su crediti previste nel corso della vita dello strumento finanziario, non essendo più necessario il verificarsi di un trigger event per la rilevazione delle perdite su crediti. Il nuovo principio ha concluso, inoltre, la fase del progetto sull'Hegde accounting, eccetto per le disposizioni relative al macro-hedge accounting che verranno pubblicate successivamente e prevede, tra le altre novità, la revisione sostanziale della contabilizzazione della copertura in modo tale da riflettere meglio in bilancio le attività di gestione del rischio.

Il Gruppo Terna ha applicato il nuovo principio dal 1 gennaio 2018 retrospettivamente con riferimento alla classificazione e valutazione, derecognition e impairment con la rappresentazione a patrimonio netto degli effetti cumulati della prima applicazione alla data di transizione.

Sono emersi per il Gruppo impatti quantitativamente non materiali e limitati essenzialmente all'impairment sui crediti commerciali, sui depositi bancari e garanzie finanziarie. In particolare l'analisi è stata effettuata sulle attività finanziarie in portafoglio oggetto di impairment. In applicazione dell'approccio semplificato previsto dal principio, basato sulla rilevazione delle perdite attese lungo l'intera vita delle esposizioni creditizie, i crediti classificati nello stage 2 (con particolare riferimento ai crediti commerciali rappresentativi della maggior parte dell'esposizione creditizia del Gruppo) sono stati suddivisi per fasce di scaduto ed è stato applicato il modello di impairment sulle perdite attese sviluppato dal Gruppo per la valutazione collettiva; in particolare nella valutazione è stata utilizzata una matrice per il calcolo dell'expected loss basata sulla rilevazione dei tassi di perdita storici per classi omogenee rettificati per tener conto di elementi forward looking. Gli effetti contabili derivanti dall'applicazione del nuovo principio hanno determinato in particolare un impatto negativo sui crediti commerciali per circa euro 1,5 milioni e sui depositi bancari per circa 1,5 milioni di euro generando complessivamente al netto dell'effetto fiscale una riduzione, al 1 gennaio 2018, sul patrimonio netto di Gruppo per circa euro 2 milioni, e sul patrimonio di Terzi per circa euro 0,9 milioni. Con riferimento all'hedge accounting l'applicazione è stata prospettica dalla data di prima applicazione. A tale data le relazioni di copertura in essere non hanno subito modifiche e le nuove regole di contabilizzazione, con specifico riferimento al time value delle opzioni e ai punti a termine dei contratti forward, non hanno determinato alcuna differenza.

Nella tabella seguente sono evidenziate le variazioni allo schema di Stato Patrimoniale consolidato al 1 gennaio 2018 connesse all'applicazione dei due principi IFRS 15 e IFRS 9.

SITUAZIONE PATRIMONIALE CONSOLIDATA SINTETICA

				(€/milioni)
	AL 31.12.2017	EFFETTO IFRS 9	EFFETTO IFRS 15	RIESPOSTO AL 01.01.2018
A - ATTIVITÀ NON CORRENTI
1. Immobili, impianti e macchinari	12.752,8			12.752,8
2. Avviamento	230,1			230,1
3. Attività immateriali	275,6			275,6
4. Partecipazioni valutate con il
metodo del Patrimonio Netto	77,9			77,9
5. Attività finanziarie non correnti	120,1			120,1
6. Altre attività non correnti	14,2			14,2
Totale attività non correnti	13.470,7	-	-	13.470,7
B - ATTIVITÀ CORRENTI
1. Rimanenze	14,8			14,8
2. Crediti commerciali	1.265,9	(1,5)	(2,0)	1.262,4
3. Attività finanziarie correnti	0,2			0,2
4. Disponibilità liquide e mezzi
equivalenti	1.989,2	(1,5)	-	1.987,7
5. Crediti per imposte sul reddito	36,9			36,9
6. Altre attività correnti	139,1			139,1
Totale attività correnti	3.446,1	(3,0)	(2,0)	3.441,1
TOTALE ATTIVITÀ	16.916,8	(3,0)	(2,0)	16.911,8
C - PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO
1. Capitale sociale	442,2			442,2
2. Altre riserve	820,4			820,4
3. Utile e perdite accumulate	2.001,7	(2,0)	(1,0)	1.998,7
4. Acconto dividendo	(149,3)			(149,3)
5. Utile netto dell'esercizio	688,3			688,3
Totale patrimonio netto di
Gruppo	3.803,3	(2,0)	(1,0)	3.800,3
D - PATRIMONIO NETTO DI TERZI	25,7	(0,2)	(0,4)	25,1
Totale patrimonio netto Gruppo e Terzi	3.829,0	(2,2)	(1,4)	3.825,4
E - PASSIVITÀ NON CORRENTI
1. Finanziamenti a lungo termine	8.671,6			8.671,6
2. Benefici per i dipendenti	80,7			80,7
3. Fondi rischi e oneri	266,5	0,1		266,6
4. Passività per imposte differite	8,6	(0,9)	(0,6)	7,2
5. Passività finanziarie non correnti	10,5			10,5
6. Altre passività non correnti	251,0			251,0
Totale passività non correnti	9.288,9	(0,8)	(0,6)	9.287,6
F - PASSIVITÀ CORRENTI
1. Finanziamenti a breve termine	118,0			118,0
2. Quote correnti dei finanziamenti a
lungo termine	884,3			884,3
3. Debiti commerciali	2.497,9			2.497,9
4. Debiti per imposte sul reddito	-			-
5. Passività finanziarie correnti	105,7			105,7
6. Altre passività correnti	193,0			193,0
Totale passività correnti	3.798,9	-	-	3.798,9
TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO	16.916,8	(3,0)	(2,0)	16.911,8

(€/milioni)

		IFRS 9
		RECEIVABLES AND LOAN	HELD TO MATURITY	HELD TO COLLECT
	AL 01.01.2018	CREDITI	ATTIVITÀ DETENUTE FINO A SCADENZA	ATTIVITÀ FINANZIARIE VALUTATE AL COSTO AMMORTIZZATO
A - ATTIVITÀ NON CORRENTI
5. Attività finanziarie non
correnti	120,1	-	120,1	120,1
B - ATTIVITÀ CORRENTI
2. Crediti commerciali	1.262,4	1.262,4	-	1.262,4
3. Attività finanziarie correnti	0,2	-	0,2	0,2
4. Disponibilità liquide e
mezzi equivalenti	1.987,7	-	1.987,7	1.987,7
TOTALE ATTIVITÀ		1.262,4	2.108,0	3.370,4

					(€/milioni)
		IAS 39		IFRS 9
		OTHER FINANCIAL LIABILITIES	HEDGE ACCOUNTING	ALTRO	HEDGE ACCOUNTING
	AL 01.01.2018	PASSIVITÀ FINANZIARIE VALUTATE AL COSTO AMMORTIZZATO	DERIVATI CF HEDGE	PASSIVITÀ FINANZIARIE VALUTATE AL COSTO AMMORTIZZATO	DERIVATI CF HEDGE
C - PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO
2. Altre riserve E - PASSIVITÀ NON CORRENTI	820,4	807,7	12,7	807,7	12,7
1. Finanziamenti a lungo termine 5. Passività finanziarie	8.671,6	8.671,6	-	8.671,6	-
non correnti F - PASSIVITÀ CORRENTI	10,5	-	10,5	-	10,5
1. Finanziamenti a breve termine 2. Quote correnti dei	118,0	118,0	-	118,0	-
finanziamenti a lungo termine	884,3	884,3	-	884,3	-
3. Debiti commerciali	2.497,9	2.497,9	-	2.497,9	-
5. Passività finanziarie correnti	105,7	105,7	-	105,7	-
TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO		13.085,2	23,2	13.085,2	23,2

Non sono attesi impatti rilevanti in merito ai nuovi emendamenti e interpretazioni, di seguito i principali:

IFRIC 22: Foreign Currency Transactions and Advance Consideration

In data 28 marzo 2018 la Commissione Europea ha omologato, con Regolamento 2018/519, l'interpretazione dello IAS 21 che fornisce una guida nella scelta del tasso di cambio da usare durante la registrazione di una transazione in valuta estera, nella circostanza in cui il corrispettivo è stato ricevuto o pagato in anticipo rispetto al riconoscimento delle attività relative.

Emendamento all'IFRS 15: Clarifications to IFRS 15 Revenue from Contracts with Customers

In data 31 ottobre 2017 la Commissione Europea ha omologato, con Regolamento 2017/1987, l'emendamento all'IFRS 15 che fornisce chiarimenti su alcuni requisiti del principio e propone un'agevolazione transitoria per le società che applicano il principio.

Emendamento all'IFRS 4: Applying IFRS 9 Financial Instruments with IFRS 4 Insurance Contracts

In data 3 novembre 2017 la Commissione Europea ha omologato, con Regolamento 2017/1988, le modifiche all'IFRS 4, che mirano a rimediare alle conseguenze contabili temporanee dello sfasamento tra la data di entrata in vigore dell'IFRS 9 e la data di entrata in vigore del nuovo principio contabile sui contratti assicurativi IFRS 17, che sostituisce l'IFRS 4.

Emendamento all'IFRS 2: Classification and Measurement of Share-based Payment Transactions

In data 26 febbraio 2018 la Commissione Europea con Regolamento 2018/289 ha omologato un emendamento all'IFRS 2 che chiarisce la classificazione e la misurazione dei pagamenti basati su azioni.

Emendamento allo IAS 40: Transfers of Investment Property

In data 14 marzo 2018 è stato omologato dalla Commissione Europea, con Regolamento 2018/400, l'emendamento allo IAS 40, che riguarda i riflessi contabili della modifica della destinazione d'uso di un immobile, ed in particolare chiarisce quali sono i casi in cui l'entità è autorizzata a qualificare un immobile come investimento immobiliare.

Principi contabili internazionali omologati ma ancora non entrati in vigore

IFRS 16 - Leases

Omologato in data 31 ottobre 2017 con regolamento 2017/1986, il nuovo principio IFRS 16 disciplina la contabilizzazione dei contratti di leasing, in sostituzione del precedente IAS 17. Tra le novità il nuovo principio, superando la distinzione fra leasing operativo e finanziario, fonda la rappresentazione contabile sul cosiddetto «right of use» approach, che uniforma per il locatario la contabilizzazione di qualsiasi tipologia di leasing. Il metodo di contabilizzazione per il locatore nel rispetto dell'IFRS 16 rimane sostanzialmente invariata rispetto all'attuale politica di accounting secondo lo IAS 17. I locatori continueranno a classificare tutti i leasing utilizzando lo stesso principio di classificazione dello IAS 17 e distingueranno due tipologie di leasing: leasing operativo e finanziario. Il principio include inoltre due deroghe alla rilevazione per i locatari quali - leasing di beni a "basso valore" (ad es. Personal computer o comunque con un valore unitario inferiore ai 5.000\$) e contratti di locazione a breve termine (cioè contratti di leasing con un periodo di affitto minore o uguale a 12 mesi). Secondo il modello contabile appena descritto, alla data di inizio di un leasing, il locatario rileverà una passività relativa ai canoni di affitto (cioè la passività per il leasing) e un'attività che rappresenta il diritto di utilizzare l'attività sottostante durante la durata del leasing (cioè, il diritto d'uso). I locatari saranno tenuti a rilevare separatamente gli interessi passivi sulla passività per il leasing e gli ammortamenti sul diritto d'uso.

Terna prevede di adottare il nuovo Standard dalla data di efficacia obbligatoria al 1 gennaio 2019, retroattivamente contabilizzando l'effetto cumulativo dell'applicazione iniziale dello Standard alla data dell'applicazione iniziale conformemente al paragrafo C8b) rilevando per i leasing classificati in precedenza come leasing operativi (ex IAS 17):

• a) la passività del leasing alla data d'applicazione iniziale al valore attuale dei restanti pagamenti dovuti per il leasing, attualizzati utilizzando il tasso di finanziamento marginale del locatario alla data dell'applicazione iniziale;
• b) l'attività consistente nel diritto di utilizzo pari alla passività del leasing rettificato per l'importo di eventuali ratei o risconti relativi al leasing rilevati nel prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria immediatamente prima della data dell'applicazione iniziale.

Terna si avvarrà delle deroghe proposte dal principio sui contratti di leasing per i quali i termini del contratto di locazione scadono entro 12 mesi dalla data di applicazione iniziale e i contratti di leasing per i quali l'attività sottostante ha un valore basso.

Terna si è inoltre avvalsa dell'espediente pratico previsto dallo Standard, escludendo dal calcolo i lease la cui durata termina entro i 12 mesi dalla data di applicazione iniziale dove tale durata è determinata in applicazione della guida nell'IFRS16. Tuttavia, come richiesto dal principio una specifica informativa a riguardo verrà fornita in sede di prima applicazione e su base continuativa.

Applicando tale modello Terna riconosce: (i) attività e passività per tutti i leasing con durata superiore ai dodici mesi; (ii) separatamente nel conto economico l'ammortamento dell'attività riconosciuta e gli interessi sul debito finanziario.

Terna sta approfondendo l'applicazione del nuovo principio con particolare riferimento ad asset quali immobili, attrezzature, e automezzi e contratti di Indefeasible Rights of Use (IRU).

Dalle analisi in corso di finalizzazione non si prevedono, per l'esercizio 2019, impatti significativi sul bilancio del Gruppo derivanti dall'applicazione del principio, limitati essenzialmente alla rilevazione delle maggiori Immobilizzazioni (Diritto d'uso) e Debiti per leasing.

Emendamento all'IFRS 9: Prepayment Features with Negative Compensation

Omologato in data 22 marzo 2018, con regolamento 2018/498 della Commissione Europea, l'emendamento all'IFRS 9 che consente di valutare al costo ammortizzato o FVOCI alcune attività finanziarie caratterizzate da un'opzione di estinzione anticipata con la cosiddetta compensazione negativa. L'emendamento entrerà in vigore a partire dal 1 gennaio 2019.

IFRIC 23 - Uncertainty over Income Tax Treatments

È stata omologata in data 23 ottobre 2018 dalla Commissione Europea, con regolamento 2018/1595, l'interpretazione IFRIC 23, in vigore dal 1 gennaio 2019. L'interpretazione chiarisce come applicare i requisiti relativi alla rilevazione e alla valutazione di cui allo IAS 12 quando vi sia incertezza sui trattamenti ai fini dell'imposta sul reddito. Fornisce quindi una guida per la contabilizzazione delle attività o passività fiscali, correnti o differite.

Principi contabili internazionali in corso di omologazione

Per quegli emendamenti, principi e interpretazioni di nuova emissione che non hanno completato l'iter per l'omologazione da parte dell'UE, ma che trattano di fattispecie presenti attualmente o potenzialmente nel Gruppo Terna, è in corso la valutazione degli eventuali impatti che la loro applicazione potrebbe determinare sui bilanci, tenendo in considerazione la decorrenza della loro efficacia. In particolare, tra questi, si segnalano:

IFRS 17 Insurance Contracts

Il nuovo principio per la contabilizzazione dei contratti assicurativi è stato pubblicato dallo IASB in data 18 maggio 2017, che ha sostituito l'"interim" standard IFRS 4. Nello specifico il principio definisce i nuovi principi di "recognition, measurement, presentation and disclosure" dei contratti di assicurazione. Il "General Model" di riferimento è basato sull'attualizzazione dei flussi di cassa attesi, l'esplicitazione di un "risk adjustment" e di un "Contractual Service Margin" che non può essere negativo e che rappresenta il valore attuale dei profitti up-front, rilasciati attraverso l'ammortamento dello stesso.

Emendamento allo IAS 28: Long-term Interests in Associates and Joint Ventures

In data 12 ottobre 2017 è stato pubblicato dallo IASB l'emendamento allo IAS 28 che chiarisce quali crediti a lungo termine fanno parte dell'investimento netto nella società collegata o joint venture.

Improvement to IFRSs (2015-2017 Cycle)

Pubblicato in data 12 dicembre 2017 dallo IASB l'annuale Improvement relativo al ciclo 2015-2017, che contiene emendamenti minori ai principi IFRS 3, IFRS 11, IAS 12 e IAS 23.

Emendamento allo IAS 19: Plan Amendment, Curtailment or Settlement

In data 7 febbraio 2018 è stato emanato dal Board l'emendamento allo IAS 19 che chiarisce come determinare le spese pensionistiche in caso di modifica di un piano a benefici definiti.

References to the Conceptual framework in IFRS Standards

Pubblicato in data 29 marzo 2018 l'emendamento al Conceptual Framework for Financial Reporting. Le principali modifiche riguardano un nuovo capitolo in tema di valutazione, migliori definizioni e guidance, in particolare con riferimento alla definizione di passività e chiarimenti di concetti come la prudenza e incertezza nelle valutazioni.

Emendamento all'IFRS 3: Definition of a Business

In data 22 ottobre 2018 è stato pubblicato dallo IASB l'emendamento all'IFRS 3, che individua una più chiara definizione di business, fornendo linee guida e casi esemplificativi per identificare quando un gruppo di attività ed asset costituisce un'attività aziendale, rientrando quindi nell'ambito di applicazione dell'IFRS 3.

Emendamento allo IAS 1 e IAS 8: Definition of material

Nell'ambito del progetto "Disclosure Initiative", in data 31 ottobre 2018 è stato pubblicato l'emendamento agli IAS 1 e IAS 8, che modifica la definizione di materialità nell'ambito dei due principi, al fine di uniformare e chiarire le definizioni oggi contenute negli standards e nel Conceptual Framework.

B. Informazioni sul Conto economico consolidato

Ricavi

1. RICAVI DELLE VENDITE E PRESTAZIONI - 2.272,5 MILIONI DI EURO

			(€/milioni)
	2018	2017	Δ
Corrispettivo CTR utilizzo rete	1.789,1	1.803,8	(14,7)
Conguagli CTR esercizi pregressi	-	(0,2)	0,2
Altri ricavi energia e da attività in concessione	262,3	214,0	48,3
Qualità del servizio	7,4	7,4	0,0
Altre vendite e prestazioni	213,7	159,0	54,7
TOTALE	2.272,5	2.184,0	88,5

Corrispettivo CTR

Il corrispettivo CTR utilizzo rete è riferibile alla remunerazione per la proprietà e la gestione della Rete di Trasmissione Nazionale - RTN di competenza della Capogruppo (1.657,5 milioni di euro) e della controllata Rete S.r.l. (131,6 milioni di euro).

Il decremento dei ricavi per il servizio di trasmissione (-14,5 milioni di euro) deriva sostanzialmente dall'aggiornamento della tariffa che riflette il completamento nel 2017 della remunerazione dei lavori in corso e della riduzione dei volumi di energia trasportata, compensati dall'incremento della quota di proprietà della RTN. Il saldo include altresì gli impatti stimati della rivisitazione dei perimetri delle interconnessioni con l'estero.

Altri ricavi energia e da attività in concessione

Si riferiscono al corrispettivo riconosciuto per il servizio di dispacciamento e misura (essenzialmente per la componente DIS, pari a 111,0 milioni di euro, oltre il riconoscimento nel corso dell'esercizio di alcuni oneri sorgenti3 non ricompresi nel corrispettivo di dispacciamento per 32,0 milioni di euro) e ai ricavi da costruzione e sviluppo delle infrastrutture in concessione iscritti a fronte dell'applicazione dell'IFRIC 12 (119,1 milioni di euro), che includono i ricavi derivanti dalle attività in Sudamerica (in Brasile per 92,4 milioni di euro e in Perù per 1,3 milioni di euro).

L'incremento degli Altri ricavi energia e da attività in concessione, pari a +48,3 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente, è riconducibile principalmente all'incremento del corrispettivo DIS e agli oneri sorgenti sopracitati (+31,2 milioni di euro). Rilevano altresì i nuovi investimenti per le attività in concessione in Sudamerica (+12,7 milioni di euro).

			(€/milioni)
ALTRI RICAVI ENERGIA E DA ATTIVITÀ IN CONCESSIONE	2018	2017	Δ
Corrispettivo DIS e MIS e altri ricavi energia	143,2	111,9	31,3
Ricavi attività in concessione IFRIC 12	119,1	102,1	17,0
- di cui Italia	25,5	21,1	4,4
- di cui Estero	93,7	81,0	12,7
TOTALE ALTRI RICAVI ENERGIA E DA ATTIVITÀ IN CONCESSIONE	262,3	214,0	48,3

ALTRI RICAVI ENERGIA E DA ATTIVITÀ IN CONCESSIONE

Qualità del servizio

La voce, pari a 7,4 milioni di euro, accoglie la valorizzazione del meccanismo di incentivazione ENSR (Energia non Servita di Riferimento) previsto dalla Delibera 653/2015/r/eel, calcolata pro-quota tenuto conto della stima dei risultati complessivamente attesi nel periodo di regolazione 2016-2019. Il dato non registra variazioni rispetto all'esercizio precedente.

³ In particolare l'ARERA ha previsto il recupero attraverso il corrispettivo di cui all'art.44 della deliberazione 111/2006 (Uplift) dei costi connessi a crediti non recuperabili relativi al periodo 2006-2015 (rif. Delibera 218/2018) e dei maggiori contributi agli oneri di funzionamento dell'Autorità relativi agli anni 2013-2017.

Altre vendite e prestazioni

La voce "Altre vendite e prestazioni" ammonta a 213,7 milioni di euro e si riferisce in massima parte ai ricavi originati dal business Non Regolato con riferimento:

• alle commesse per trasformatori afferenti la controllata Tamini (99,6 milioni di euro);
• all'Energy Solutions (35,5 milioni di euro) in particolare per prestazioni di manutenzione per 16,4 milioni di euro, efficienza energetica per 4,2 milioni di euro, sostanzialmente relativi alla controllata Avvenia The Energy Innovator S.r.l., oltre i ricavi per le commesse EPC pari a 14,9 milioni di euro;
• Connectivity (28,0 milioni di euro) con specifico riferimento ai servizi di appoggio e housing di fibra ottica.

Rileva altresì l'Interconnector privato Italia-Francia (9,0 milioni di euro) per la quota di competenza dei ricavi spettanti al Gruppo per le attività inerenti la realizzazione dell'opera.

Sono inclusi inoltre nell'ambito della voce i ricavi afferenti il business Internazionale del Gruppo per la realizzazione della linea in Uruguay per 38,7 milioni di euro.

L'incremento della voce rispetto al 2017 (+54,7 milioni di euro) è dovuto principalmente ai seguenti fattori:

• maggiori ricavi per l'avanzamento della commessa in Uruguay (+31,5 milioni di euro);
• variazione afferente l'appoggio e l'housing della fibra ottica per 22,9 milioni di euro, essenzialmente per la riclassifica dei ricavi in oggetto - nell'esercizio precedente classificati tra gli altri ricavi e proventi - in applicazione del nuovo principio IFRS 15;
• incremento dei ricavi del Gruppo Tamini (+8,1 milioni di euro), attribuibile principalmente all'aumento delle vendite di trasformatori nell'esercizio;
• maggiori ricavi nell'ambito delle Energy Solutions (+6,0 milioni di euro), principalmente per l'apporto delle attività nell'ambito dell'efficienza energetica (+4,1 milioni di euro, per il contributo di Avvenia), per le nuove commesse (+4,5 milioni di euro) al netto della riduzione dei ricavi O&M (-2,6 milioni di euro) soprattutto in ambito del fotovoltaico a seguito della rinegoziazione dei contratti con un operatore del settore;
• riduzione dei ricavi relativi al progetto dell'Interconnector privato Italia-Francia (-7,0 milioni di euro), dovuta ai maggiori ricavi rilevati nel 2017 per il recupero anche della quota di corrispettivo corrispondente al periodo precedente all'ottenimento dell'esenzione;
• minori ricavi per servizi di connessione (-4,2 milioni di euro).

Ricavi/costi passanti

La voce in esame rileva le partite economiche di ricavo e di costo di natura "passante" (il cui saldo risulta pertanto pari a zero) di competenza esclusiva della Capogruppo, che si originano dalle transazioni di acquisto e di vendita di energia, perfezionate quotidianamente con gli operatori del mercato elettrico. In particolare sono acquisite le misure di ciascun punto di immissione e di prelievo e vengono calcolate le differenze rispetto ai programmi definiti in esito ai mercati dell'energia. Tali differenze, dette sbilanciamenti, vengono valorizzate in accordo agli algoritmi definiti dal quadro regolatorio. L'onere netto risultante dalla valorizzazione degli sbilanciamenti e delle transazioni in acquisto e in vendita, eseguite dalla Capogruppo Terna sul MSD, è addebitato pro quota a ciascun consumatore tramite un apposito corrispettivo, detto Uplift. Rileva altresì la quota di remunerazione che la Capogruppo riconosce agli altri proprietari della rete, non inclusi nel perimetro di consolidamento.

Di seguito un maggiore dettaglio delle componenti di tali operazioni:

			(€/milioni)
	2018	2017	Δ
Totale ricavi perimetro Borsa	3.860,1	4.039,8	(179,7)
- Uplift	1.648,4	2.093,5	(445,1)
- Vendite di Energia Elettrica	523,0	434,6	88,4
- Sbilanciamenti	506,2	543,6	(37,4)
- Rendita da congestione	331,1	368,0	(36,9)
- Diritti utiliz. capacità di trasporto e Market coupling	337,8	297,6	40,2
- Interconnector/shipper	75,2	75,1	0,1
- Load Profiling Illuminazione Pubblica	66,8	73,7	(6,9)
- Altri Ricavi partite passanti borsa	371,6	153,7	217,9
Totale ricavi fuori perimetro Borsa	1.311,7	1.260,2	51,5
- Ricavi CTR altri proprietari RTN	4,8	5,9	(1,1)
- Corrisp. a copertura unità essenziali	392,6	327,5	65,1
- Corrisp. remuneraz. disp. capacità di Energia Elettrica	277,6	208,9	68,7
- Corrisp. a copertura interrompibilità	279,5	359,8	(80,3)
- Corrisp. a copertura disponibilità bt e salvaguardia	276,2	267,6	8,6
- Altri Ricavi partite passanti fuori borsa	81,0	90,5	(9,5)
TOTALE RICAVI ENERGIA PASSANTI	5.171,8	5.300,0	(128,2)
Totale costi perimetro Borsa	3.860,1	4.039,8	(179,7)
- Acquisti di Energia Elettrica	2.496,5	2.322,9	173,6
- Sbilanciamenti	331,6	771,3	(439,7)
- Rendita da congestione	217,1	280,6	(63,5)
- Diritti utiliz. capacità di trasporto e Market Cupling	136,1
		116,0	20,1
- Interconnector/Shipper	366,8	330,8	36,0
- Load Profiling Illuminazione Pubblica	80,5	81,1	(0,6)
- Altri costi partite passanti borsa	231,5	137,1	94,4
Totale costi fuori perimetro borsa	1.311,7	1.260,2	51,5
- Costi CTR altri proprietari RTN	4,8	5,9	(1,1)
- Remunerazione delle unità essenziali	392,6	327,5	65,1
- Corrisp. remuneraz. disp. capacità di Energia Elettrica	277,6	208,9	68,7
- Remunerazione servizio interrompibilità	279,5	359,8	(80,3)
- Remunerazione disponibilità bt e salvaguardia	276,2	267,6	8,6
- Altri Costi partite passanti fuori borsa	81,0	90,5	(9,5)
TOTALE COSTI ENERGIA PASSANTI	5.171,8	5.300,0	(128,2)

Nel 2018 il costo complessivo per l'Uplift è risultato pari a 1.648,4 milioni di euro, in riduzione rispetto all'esercizio precedente di 445,1 milioni di euro, per effetto principalmente della riduzione degli oneri di sbilanciamento sia lato domanda che lato consumo, legata anche all'attuazione delle nuove normative in vigore da settembre 2017.

2. ALTRI RICAVI E PROVENTI - 46,6 MILIONI DI EURO

			(€/milioni)
	2018	2017	Δ
Cessione diritti d'uso fibra ottica	10,7	11,2	(0,5)
Rimborsi assicurativi per danni	10,3	3,2	7,1
Contributi diversi	8,4	8,5	(0,1)
Plusvalenze da alienazioni parti d'impianto	3,8	2,8	1,0
Vendite a terzi	3,5	2,5	1,0
Sopravvenienze attive	2,2	9,1	(6,9)
Affitti attivi	0,7	23,1	(22,4)
Ricavi di altra natura	7,0	3,6	3,4
TOTALE	46,6	64,0	(17,4)

Le partite significative degli "Altri ricavi e proventi" sono riferite in particolare le cessione dei diritti d'uso sulla fibra ottica (10,7 milioni di euro), ai rimborsi assicurativi (10,3 milioni di euro), ai contributi diversi (8,4 milioni di euro) e ai ricavi di altra natura (7,0 milioni di euro).

La voce, pari a 46,6 milioni di euro, rileva un decremento rispetto allo scorso esercizio per 17,4 milioni di euro, principalmente dipendente dal dato dello scorso esercizio che accoglieva i ricavi per l'appoggio e l'housing della fibra ottica per 22,1 milioni di euro, dal 2018 riclassificati nell'ambito dei ricavi delle vendite e prestazioni in applicazione del nuovo principio IFRS 15, come in precedenza commentato.

Rileva inoltre l'adeguamento nel 2017 dell'esposizione alle obbligazioni contrattuali sull'operazione di cessione di un progetto fotovoltaico (-6,2 milioni di euro) e l'incremento dei ricavi di altra natura per 3,4 milioni di euro, di cui 3,0 milioni di euro per la rilevazione dei ricavi derivanti dall'acquisizione di Avvenia, parzialmente compensati dai maggiori ricavi per rimborsi assicurativi per 7,1 milioni di euro.

Costi operativi

3. MATERIE PRIME E MATERIALI DI CONSUMO UTILIZZATI - 204,4 MILIONI DI EURO

La voce include il valore dei consumi di materiali e apparecchi vari utilizzati per le ordinarie attività di esercizio e manutenzione degli impianti del Gruppo e di terzi, nonché i consumi di materiali per la realizzazione delle commesse del Gruppo Tamini e per le attività in Sudamerica.

L'incremento delle voce pari a 46,3 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente (158,1 milioni di euro il dato del 2017), deriva in particolare dai maggiori costi consuntivati per la realizzazione della linea in Uruguay (+37,5 milioni di euro) e altresì per i maggiori costi afferenti le commesse nell'ambito del business Non Regolato con particolare riferimento all'incremento delle commesse per trasformatori della controllata Tamini (+9,2 milioni di euro) e all'apporto della controllata Avvenia The Energy Innovator per 3,0 milioni di euro.

4. SERVIZI - 191,2 MILIONI DI EURO

			(€/milioni)
	2018	2017	Δ
Manutenzioni e servizi vari	91,9	86,8	5,1
Appalti su impianti	45,9	42,8	3,1
Teletrasmissione e telefonia	12,3	12,2	0,1
Godimento beni di terzi	17,2	13,2	4,0
Servizi informatici	13,0	16,4	(3,4)
Assicurazioni	10,9	11,0	(0,1)
TOTALE	191,2	182,4	8,8

La voce, pari a 191,2 milioni di euro, rileva un incremento di 8,8 milioni di euro, rispetto al dato 2017 (182,4 milioni di euro) relativo prevalentemente agli aggiornamenti normativi per i canoni di attraversamento in alcune Regioni e alle prestazioni esterne per manutenzioni, appalti e servizi vari, al netto della riduzione dei costi delle commesse del Gruppo Tamini per 4,3 milioni di euro.

5. COSTO DEL PERSONALE - 244,1 MILIONI DI EURO

			(€/milioni)
	2018	2017	Δ
Salari, stipendi ed altri benefici a breve termine	300,4	293,2	7,2
Compensi agli amministratori	2,2	2,4	(0,2)
TFR, sconto energia e altri benefici ai dipendenti	9,7	5,8	3,9
Incentivo all'esodo	-	19,6	(19,6)
Costo del personale lordo	312,3	321,0	(8,7)
Costo del personale capitalizzato	(68,2)	(63,8)	(4,4)
TOTALE	244,1	257,2	(13,1)

Il costo del personale del 2018, pari a 244,1 milioni di euro, rileva un decremento di 13,1 milioni di euro principalmente derivante dagli accantonamenti netti per il piano esodi avviato nel 2017 (-19,6 milioni di euro) al netto dell'effetto del significativo incremento della consistenza media derivante principalmente dall'avvio nel 2018 delle nuove iniziative previste nel Piano Strategico.

Si riporta nel prospetto seguente la consistenza dei dipendenti del Gruppo per categoria di appartenenza alla data di fine anno e la consistenza media.

	CONSISTENZA MEDIA		CONSISTENZA FINALE
	2018	2017	31.12.2018	31.12.2017
Dirigenti	72	72	67	71
Quadri	620	579	638	569
Impiegati	2.144	2.024	2.290	2.021
Operai	1.252	1.263	1.257	1.236
TOTALE	4.088	3.938	4.252	3.897

La variazione netta della consistenza media dei dipendenti registrata rispetto all'esercizio 2017 è pari a +150 unità.

Si evidenzia che al 31 dicembre 2018, la consistenza finale del personale riferita al Gruppo Terna è così dettagliata:

	TERNA S.P.A.	TERNA RETE ITALIA S.P.A.	TERNA ENERGY SOLUTIONS S.R.L.	AVVENIA THE ENERGY INNOVATOR S.R.L.	GRUPPO TAMINI	TERNA CRNA GORA D.O.O.	SPE SANTA MARIA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.	SPE SANTA LUCIA TRANSMISSORA DE ENERGIA S.A.	TERNA PERU S.A.C.	DIFEBAL S.A.	TOTALE
Unità	648	3.150	45	16	355	9	4	13	5	7	4.252

6. AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI - 554,1 MILIONI DI EURO

			(€/milioni)
	2018	2017	Δ
Ammortamento attività immateriali	52,0	50,4	1,6
- di cui Diritti sull'infrastruttura	22,8	24,8	(2,0)
Ammortamento Immobili, impianti e macchinari	488,0	465,2	22,8
Svalutazioni immobili, impianti e macchinari	13,4	9,3	4,1
Svalutazioni delle attività correnti	0,7	1,6	(0,9)
TOTALE	554,1	526,5	27,6

La voce ammortamenti e svalutazioni dell'esercizio, pari a 554,1 milioni di euro, si incrementa di 27,6 milioni di euro rispetto al 2017, principalmente per l'entrata in esercizio di nuovi impianti.

			(€/milioni)
	2018	2017	Δ
Imposte, tasse e tributi locali	6,8	7,1	(0,3)
Oneri qualità del servizio elettrico	5,1	10,5	(5,4)
di cui stima costi Mitigazione e Compartecipazione	3,1	7,7	(4,6)
di cui Fondo Eventi Eccezionali	1,9	2,4	(0,5)
di cui Meccanismi di indennizzo utenti in Alta Tensione	0,1	0,4	(0,3)
Adeguamento fondi vertenze e contenzioso	(2,6)	9,3	(11,9)
Minusvalenze alienazioni/dismissione impianti	0,3	0,7	(0,4)
Sopravvenienze passive nette	4,5	1,4	3,1
Altri costi operativi	14,7	17,4	(2,7)
TOTALE	28,8	46,4	(17,6)

7. ALTRI COSTI OPERATIVI - 28,8 MILIONI DI EURO

Gli altri costi operativi del Gruppo, pari a 28,8 milioni di euro, attribuibili principalmente alla Capogruppo (18,2 milioni di euro) e al Gruppo Tamini (6,3 milioni di euro), includono in particolare imposte, tasse e tributi locali (6,8 milioni di euro, di cui 3,7 milioni di euro per le imposte Tosap e Tares), gli oneri netti per la qualità del servizio (5,1 milioni di euro), l'adeguamento del fondo vertenze e contenzioso destinato a coprire le passività in essere a fine esercizio che potrebbero derivare da vertenze giudiziali e stragiudiziali inerenti le attività del Gruppo (-2,6 milioni di euro) e gli altri costi operativi (14,7 milioni di euro) che rilevano quote associative e contributi con riferimento ad enti e associazioni attinenti le attività del Gruppo, liberalità e altri oneri.

Il decremento della voce pari a 17,6 milioni di euro deriva sostanzialmente dall'adeguamento del fondo vertenze e contezioso (-11,9 milioni di euro), principalmente per l'esito favorevole di alcuni contenziosi sorti nell'esercizio precedente, oltre la valorizzazione degli oneri netti derivanti dai meccanismi per la regolazione della qualità del servizio, per effetto sostanzialmente dei maggiori oneri sostenuti nel 2017 per 5,4 milioni di euro, in relazione agli eventi occorsi nel centro-sud Italia, rispetto alle disalimentazioni del 2018 riferite essenzialmente agli eventi nel Nord Italia del mese di ottobre.

8. PROVENTI/(ONERI) FINANZIARI - (91,4) MILIONI DI EURO

			(€/milioni)
	2018	2017	Δ
ONERI FINANZIARI
Oneri finanziari da Cassa Depositi e Prestiti	(3,0)	(3,7)	0,7
Interessi passivi su finanziamenti m/l termine e relative coperture	(101,0)	(94,0)	(7,0)
Attualizzazione TFR, altri fondi del personale e fondi rischi e oneri	(0,7)	(1,1)	0,4
Oneri finanziari capitalizzati	15,1	12,8	2,3
Differenze negative di cambio	(7,5)	(0,8)	(6,7)
Altri oneri finanziari	(1,2)	(9,7)	8,5
Totale oneri	(98,3)	(96,5)	(1,8)
PROVENTI FINANZIARI
Interessi attivi e altri proventi finanziari	6,9	1,2	5,7
Adeguamento prestiti obbligazionari e relative coperture	-	2,7	(2,7)
Totale proventi	6,9	3,9	3,0
TOTALE	(91,4)	(92,6)	1,2

La gestione finanziaria dell'esercizio rileva oneri finanziari netti pari a 91,4 milioni di euro, sostanzialmente in linea con l'esercizio precedente. Sono essenzialmente attribuibili alla Capogruppo (86,6 milioni di euro) e riferibili per 98,3 milioni di euro ad oneri finanziari e per 6,9 milioni di euro a proventi finanziari. Il decremento degli oneri finanziari netti rispetto al 2017, pari a 1,2 milioni di euro, è riferibile principalmente ai seguenti fattori:

• incremento degli oneri finanziari inerenti l'indebitamento a medio e lungo termine e relative coperture (7,0 milioni di euro) imputabile principalmente al maggior debito medio registrato nel 2018 e all'incremento dell'inflazione nell'esercizio;
• maggiori oneri finanziari capitalizzati (2,3 milioni di euro) legati all'incremento degli investimenti del Gruppo nell'esercizio;
• maggiori interessi attivi e altri proventi finanziari (5,7 milioni di euro) imputabili principalmente alla maggiore liquidità investita nell'anno e al maggiore rendimento a essa associato;

9. QUOTA DEI PROVENTI/(ONERI) DERIVANTI DALLE PARTECIPAZIONI VALUTATE CON IL METODO DEL PATRIMONIO NETTO - 2,6 MILIONI DI EURO

La voce, pari a 2,6 milioni di euro, rileva un decremento pari a 1,2 milioni di euro rispetto al dato dello scorso esercizio (3,8 milioni di euro), sostanzialmente per la variazione dell'adeguamento alla quota di patrimonio netto della partecipazione nella società collegata CESI (-1,3 milioni di euro).

10. IMPOSTE DELL'ESERCIZIO - 296,1 MILIONI DI EURO

			(€/milioni)
	2018	2017	Δ
Imposte dell'esercizio
Imposte correnti:
- IRES	271,4	273,4	(2,0)
- IRAP	57,9	60,2	(2,3)
Totale imposte correnti	329,3	333,6	(4,3)
Differenze temporanee:
- anticipate	(18,4)	(27,9)	9,5
- differite	6,2	0,9	5,3
Riversamento differenze temporanee:
- anticipate	27,5	22,8	4,7
- differite	(32,7)	(31,2)	1,5
Totale imposte differite (attive e passive)	(17,4)	(35,4)	18,0
Rettifiche anni precedenti	(15,8)	(3,8)	(12,0)
TOTALE	296,1	294,4	1,7

Le imposte correnti, pari a 329,3 milioni di euro, si riducono rispetto all'esercizio precedente di 4,3 milioni di euro, essenzialmente per l'impatto positivo dell'Aiuto alla Crescita Economica (ACE) e del maxi ammortamento in capo alla Controllante e delle minori poste indeducibili ai fini IRAP rispetto all'esercizio precedente.

Le imposte differite attive e passive, pari a -17,4 milioni di euro, registrano una variazione pari a +18,0 milioni di euro, riconducibile principalmente all'effetto fiscale sugli ammortamenti, alla movimentazione dei fondi rischi e oneri e del benefici ai dipendenti.

Le rettifiche delle imposte riferite ad anni precedenti, pari a -15,8 milioni di euro, sono relative alle maggiori imposte correnti rilevate negli anni pregressi. La variazione rispetto all'esercizio (-12,0 milioni di euro) è principalmente riconducibile alla Capogruppo.

L'incidenza effettiva delle imposte dell'esercizio (296,1 milioni di euro) sul risultato ante imposte è pari al 29,4% rispetto al 29,8% del 2017.

Allo scopo di meglio evidenziare la riconciliazione tra onere fiscale corrente e onere fiscale teorico, di seguito si rappresenta il prospetto di raccordo dell'utile ante imposte rispetto al saldo imponibile IRES dell'esercizio.

		(€/milioni)
	2018	2017
Risultato prima delle imposte	1.007,7	988,6
IMPOSTA TEORICA	241,8	237,3
IRAP	57,9	60,2
Differenze Permanenti	5,9	0,7
Maggiori imposte società estere	6,3	-
IMPOSTA (al netto delle rettifiche anni precedenti e variazioni one off)	309,2	298,2
ALIQUOTA	30,70%	30,20%
Rettifiche imposte anni precedenti	(15,8)	(3,8)
IMPOSTE A CARICO DELL'ESERCIZIO	296,1	294,4
TAX RATE EFFETTIVO	29,4%	29,8%

11. UTILE PER AZIONE

L'ammontare dell'utile base per azione, corrispondente all'utile diluito per azione, è pari a 0,352 euro (numeratore pari a 706,6 milioni di euro corrispondente all'utile netto dell'esercizio di pertinenza della Capogruppo e denominatore pari a 2.009.992 mila azioni).

C. Settori operativi

In coerenza con il Piano Strategico 2019-2023, e in conformità all'IFRS 8, si riportano di seguito i settori operativi individuati nell'ambito del Gruppo Terna:

• Regolato Italia
• Non Regolato
• Internazionale

Il settore Regolato Italia include le attività di sviluppo, esercizio e manutenzione della Rete di Trasmissione Nazionale, oltre che le attività di dispacciamento e misura, e le attività relative alla realizzazione dei sistemi di accumulo. Tali attività sono rappresentate in un unico settore operativo in quanto attività disciplinate dall'ARERA e con caratteristiche simili in termini di modello di remunerazione e modalità di determinazione dei corrispettivi (tariffe).

Il settore operativo del Non Regolato accoglie attività svolte in un contesto di mercato libero e attraverso specifiche iniziative commerciali e in particolare relative a servizi per terzi nell'ambito delle attività di Energy solutions (sviluppo di soluzioni tecniche e fornitura di servizi innovativi anche nella formula EPC - Engineering, Procurement and Construction, attività di esercizio e manutenzione di impianti in Alta e Altissima Tensione, oltre la fornitura di servizi di efficienza energetica sostanzialmente corrispondenti al perimetro della società controllata Avvenia The Energy Innovator S.r.l., acquisita nel corso dell'esercizio), Connectivity (appoggio e housing di fibra ottica e cessione diritti d'uso su fibra ottica).

È inoltre compreso in tale ambito anche il business degli Interconnector privati previsti dalla Legge 99/2009, normativa che ha affidato a Terna il compito di selezionare, sulla base di gare pubbliche, le Società (Soggetti Selezionati) disposte a finanziare specifiche interconnessioni con l'estero a fronte dei benefici loro derivanti dall'ottenimento di un Decreto di esenzione dall'accesso di terzi sulla capacità di trasporto che le relative infrastrutture renderebbero disponibile. Si precisa altresì che il settore operativo del Non Regolato include anche il risultato della gestione del Gruppo Tamini, riferibile essenzialmente alla costruzione e commercializzazione di macchine elettriche, in particolare trasformatori di potenza.

Il settore operativo dell'Internazionale include invece i risultati derivanti da opportunità di crescita internazionale del Gruppo basate sull'effettiva possibilità di valorizzare all'estero le competenze core di TSO sviluppate in Italia, che abbiano una rilevanza significativa nel paese. Gli investimenti all'estero sono indirizzati verso Paesi caratterizzati da un assetto politico e regolatorio stabile e dalla necessità di realizzare infrastrutture elettriche. Sono in particolare inclusi in tale ambito i risultati delle due società brasiliane SPE Santa Lucia Trasmissora de Energia S.A. e SPE Santa Maria Trasmissora de Energia S.A., della società peruviana Terna Peru S.A.C., della società uruguaiana Difebal S.A. e della società cilena Terna Chile S.p.A..

(€/milioni)

(€/milioni)

	2018	2017	Δ	Δ %
RICAVI REGOLATO ITALIA	1.989,6	1.967,2	22,4	1,1%
RICAVI NON REGOLATO	194,9	189,1	5,8	3,1%
RICAVI INTERNAZIONALE*	12,5	6,5	6	92,3%
Costi dell'Internazionale	122,1	85,2	36,9	43,3%
TOTALE RICAVI	2.319,1	2.248,0	71,1	3,2%
MARGINE OPERATIVO LORDO (EBITDA)**	1.650,6	1.603,9	46,7	2,9%
di cui EBITDA Regolato Italia***	1.586,5	1.541,7	44,8	2,9%
di cui EBITDA Non Regolato	60,5	62,4	(1,9)	(3,0)%
di cui EBITDA Internazionale	3,6	(0,2)	3,8	-
Riconciliazione risultato di settore con risultato ante imposte del Gruppo
MARGINE OPERATIVO LORDO (EBITDA)	1.650,6	1.603,9
Ammortamenti e svalutazioni	554,1	526,5
RISULTATO OPERATIVO (EBIT)	1.096,5	1.077,4
Proventi/(oneri) finanziari	(91,4)	(92,6)
Quota di proventi/(oneri) di partecipazioni valutate con il metodo di patrimonio netto	2,6	3,8
Risultato prima delle imposte	1.007,7	988,6

* Relativi direttamente ai margini delle attività in concessione realizzate all'estero.

** Il Margine Operativo Lordo - EBITDA rappresenta un indicatore della performance operativa ed è calcolato sommando al Risultato Operativo (EBIT) gli Ammortamenti e svalutazioni

*** EBITDA inclusivo dei costi indiretti

I ricavi del Gruppo nel 2018 ammontano a 2.319,1 milioni di euro, registrando una crescita di 71,1 milioni di euro (+3,2%) rispetto al 2017.

Il Margine Operativo Lordo (EBITDA) si attesta a 1.650,6 milioni di euro, con un incremento di 46,7 milioni di euro (+2,9%) rispetto ai 1.603,9 milioni di euro del 2017.

L'EBITDA relativo al Regolato Italia si attesta a 1.586,5 milioni di euro, in aumento di 44,8 milioni di euro rispetto al dato dell'esercizio precedente, prevalentemente per effetto dell'aumento dei ricavi tariffari relativi all'attività di dispacciamento, per la riduzione dei costi del personale e degli altri oneri.

L'EBITDA relativo al Non Regolato dell'esercizio 2018 pari a 60,5 milioni di euro, registra un lieve decremento di 1,9 milioni di euro, per effetto sostanzialmente dei ricavi cumulati sull'Interconnector privato Italia-Francia rilevati nel 2017, al netto del maggior apporto del Gruppo Tamini.

L'EBITDA relativo all'Internazionale del 2018 è pari a 3,6 milioni di euro, in incremento di 3,8 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente principalmente per gli effetti delle attività realizzative in Brasile (+12,4 milioni di euro) al netto della perdita rilevata sulla commessa per la realizzazione della linea in Uruguay (-5,4 milioni di euro) e per l'aumento dei costi di supporto all'Internazionale, pari a 2,2 milioni di euro, per i maggiori oneri relativi alle commesse in essere e alle iniziative all'estero.

Le informazioni patrimoniali periodicamente fornite all'Alta Direzione non fanno diretto riferimento alle singole attività di settore, bensì alla valutazione e alla rappresentazione complessiva del capitale investito lordo visto il contributo non materiale del Non Regolato e dell'Internazionale; di seguito viene data evidenza di tale indicatore al 31 dicembre 2018 e al 31 dicembre 2017.

	31.12.2018	31.12.2017
Immobilizzazioni nette *	14.083,6	13.466,4
di cui Investimenti in società collegate e in società a controllo congiunto	76,1	77,9
Capitale circolante netto (CCN) **	(1.822,5)	(1.485,2)
Capitale investito lordo ***	12.261,1	11.981,2

* Le immobilizzazioni nette includono il valore delle voci "Immobili, impianti e macchinari", "Avviamento", "Attività immateriali", "Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto", "Altre attività non correnti" e della voce "Attività finanziarie non correnti".

** Il CCN (Capitale Circolante Netto) è pari alla differenza tra il totale attività correnti al netto delle disponibilità liquide e della voce "Attività finanziarie correnti" e il totale passività correnti, al netto delle quote a breve dei finanziamenti a lungo e delle voci "Finanziamenti a breve termine" e "Passività finanziarie correnti", e la voce "Altre passività non correnti".

*** Il Capitale investito lordo è pari alla somma tra le immobilizzazioni nette ed il CCN (Capitale Circolante Netto).

D. Informazioni sul prospetto della Situazione patrimonialefinanziaria consolidata

Attivo

12. IMMOBILI, IMPIANTI E MACCHINARI - 13.244,3 MILIONI DI EURO

							(€/milioni)
	TERRENI	FABBRICATI	IMPIANTI E MACCHINARI	ATTREZZ. INDUSTR. COMMERC.	ALTRI BENI	IMMOB. IN CORSO E ACCONTI	TOTALE
COSTO AL 01.01.2018	192,4	1.844,7	16.830,9	100,0	145,3	1.615,3	20.728,6
Investimenti	0,5	1,0	5,2	3,4	4,1	1.020,5	1.034,7
Passaggi in esercizio	8,5	92,2	621,6	4,6	6,8	(733,7)	-
Apporto nuove società acquisite	-	-	-	0,1	-	-	0,1
Altre acquisizioni	-	-	1,5	-	-	(1,5)	-
Disinvestimenti e svalutazioni	(0,1)	(0,3)	(39,7)	(0,1)	(0,2)	(13,1)	(53,5)
Altri movimenti	(0,1)	(0,8)	(9,4)	-	-	(31,3)	(41,6)
Riclassifiche	(0,5)	4,3	0,5	0,1	(0,1)	(1,8)	2,5
COSTO AL 31.12.2018	200,7	1.941,1	17.410,6	108,1	155,9	1.854,4	21.670,8
AMM.TI CUMULATI E SVALUTAZIONI
AL 01.01.2018	-	(525,9)	(7.258,6)	(81,5)	(109,8)	-	(7.975,8)
Ammortamenti dell'esercizio	-	(45,6)	(425,9)	(4,8)	(11,7)	-	(488,0)
Disinvestimenti	-	0,2	37,2	-	0,2	-	37,6
Riclassifiche	-	(0,3)	-	-	-	-	(0,3)
AMM.TI CUMULATI E SVALUTAZIONI AL 31.12.2018	-	(571,6)	(7.647,3)	(86,3)	(121,3)	-	(8.426,5)
Valore contabile
AL 31.12.2018	200,7	1.369,5	9.763,3	21,9	34,6	1.854,4	13.244,3
AL 31.12.2017	192,4	1.318,8	9.572,3	18,5	35,5	1.615,3	12.752,8
Δ	8,3	50,7	191,0	3,4	(0,9)	239,1	491,5

La categoria "Impianti e macchinari" al 31 dicembre 2018 include, in particolare, la rete di trasporto dell'energia e le stazioni di trasformazione in Italia.

La voce "Immobili, impianti e macchinari" registra un incremento rispetto all'esercizio precedente, pari a 491,5 milioni di euro, sostanzialmente per effetto delle ordinarie movimentazioni intervenute nell'esercizio riferite a:

• investimenti dell'esercizio per +1.034,7 milioni di euro, dei quali 952,0 milioni di euro effettuati nell'ambito del Regolato del Gruppo; nel settore Non Regolato si rilevano investimenti per 82,7 milioni di euro, principalmente per la realizzazione della linea di interconnessione privata "Italia-Francia" e per altri progetti finanziati;
• ammortamenti di competenza pari a -488 milioni di euro;
• altre variazioni dell'esercizio per -39,4 milioni di euro, che includono in particolare i contributi in conto impianti (42,2 milioni di euro, prevalentemente progetti finanziati dal MISE/UE) e disinvestimenti e svalutazioni (-15,9 milioni di euro).

Una sintesi della movimentazione di immobili, impianti e macchinari intervenuta nel corso dell'esercizio è riportata di seguito.

	(€/milioni)
Investimenti
- Linee di trasporto	554,6
- Stazioni di trasformazione	392,1
- Sistemi di accumulo	1,6
- Altro	86,4
Totale Investimenti in immobili, impianti e macchinari	1.034,7
Apporto nuove società acquisite	0,1
Ammortamenti dell'esercizio	(488,0)
Altre variazioni	(39,4)
Disinvestimenti e svalutazioni	(15,9)
TOTALE	491,5

Con riferimento ai principali progetti dell'esercizio nell'ambito del Regolato si segnala in particolare: avanzamento delle attività di realizzazione delle opere di interconnessione con l'estero relative alle linee "Italia - Montenegro" (64,7 milioni di euro) e "Italia-Francia" (56,1 milioni di euro), proseguimento del progetto "Separazioni funzionali" (68,4 milioni di euro), ampliamento rete in fibra ottica progetto "Fiber for the Grid" (42,5 milioni di euro, inclusi 2,3 milioni di euro della controllata Rete S.r.l.), realizzazione della "Cavi Laguna" (23,6 milioni di euro) e dell'interconnessione Penisola Sorrentina (17,5 milioni di euro), riassetto città di Napoli (16 milioni di euro), proseguimento delle installazioni di dispositivi di mitigazione rischio ghiaccio e neve (11,4 milioni), realizzazione elettrodotto Foggia-Benevento II (10,8 milioni di euro) e adeguamento portate elettrodotti Nord-Ovest (10,7 milioni).

13. AVVIAMENTO - 230,1 MILIONI DI EURO

L'avviamento è riferito alle acquisizioni rilevate negli esercizi precedenti dalla Capogruppo di Terna Rete Italia S.r.l., iscritto in bilancio per un valore pari a 101,6 milioni di euro, di RTL, iscritto in bilancio per un valore pari a 88,6 milioni di euro e di Rete S.r.l. pari a 26,3 milioni di euro, nonché all'acquisizione di TES- Transformer Electro Services all'interno del Gruppo Tamini per 13,6 milioni di euro. La voce non rileva scostamenti rispetto all'esercizio precedente.

Impairment test

Ai fini dell'impairment test l'avviamento è stato allocato a due gruppi di Cash Generating Unit (CGU): il primo riferibile al perimetro dell'attività di Trasmissione, nell'ambito del business Regolato di Gruppo, per 216,5 milioni di euro, e il secondo relativo al perimetro della Produzione e commercializzazione di trasformatori, nell'ambito del business Non Regolato, per 13,6 milioni di euro.

Di seguito si fornisce informativa relativamente all'impairment test dell'avviamento allocato al gruppo di CGU riferibile al perimetro delle attività di trasmissione di Gruppo. Ai fini della determinazione del valore recuperabile dell'avviamento allocato al perimetro delle attività di trasmissione di Gruppo è stata utilizzata la configurazione del fair value less cost of disposal. In particolare il fair value less cost of disposal è stato determinato sulla base della quotazione di Borsa del titolo Terna al 31 dicembre 2018, opportunamente rettificata della stima del fair value delle attività e passività non attribuibili al gruppo di CGU relativo al perimetro delle attività di trasmissione.

Il risultato ottenuto risulta significativamente superiore al valore iscritto in bilancio comprensivo dell'avviamento.

	14. ATTIVITÀ IMMATERIALI - 289,3 MILIONI DI EURO

					(€/milioni)
	DIRITTI SULL'INFRASTRUTTURA	CONCESSIONI	ALTRE ATTIVITÀ	IMMOB. IN CORSO E ACCONTI	TOTALE
Costo	412,1	135,4	271,9	34,6	854,0
Fondo ammortamento	(308,2)	(68,1)	(202,1)	-	(578,4)
SALDO AL 31.12.2017	103,9	67,3	69,8	34,6	275,6
Investimenti	1,3	-	0,6	54,5	56,4
Passaggi in esercizio	20,0	-	32,0	(52,0)	-
Apporto nuove società acquisite	-	-	17,5	-	17,5
Ammortamenti dell'esercizio	(22,8)	(5,6)	(23,6)	-	(52,0)
Altri movimenti	-	-	0,3	-	0,3
Riclassifiche	(1,8)	-	-	-	(1,8)
Disinvestimenti e svalutazioni	-	-	(6,7)	-	(6,7)
SALDO AL 31.12.2018	100,6	61,7	89,9	37,1	289,3
Costo	430,9	135,4	315,6	37,1	919,0
Fondo ammortamento	(330,3)	(73,7)	(225,7)	-	(629,7)
SALDO AL 31.12.2018	100,6	61,7	89,9	37,1	289,3
Δ	(3,3)	(5,6)	20,1	2,5	13,7

Le attività immateriali ammontano a 289,3 milioni di euro (275,6 milioni di euro al 31 dicembre 2017); la voce, in particolare, rileva:

• le infrastrutture utilizzate per il servizio di dispacciamento in Italia e quelle in corso di realizzazione in Perù contabilizzate secondo quanto previsto dall'"IFRIC 12 - Accordi per servizi di concessione", per un valore netto contabile al 31 dicembre 2018 pari a 100,6 milioni di euro e 27,8 milioni di euro per le infrastrutture in costruzione incluse nella categoria "Immobilizzazioni in corso e acconti" (al 31 dicembre 2017 pari rispettivamente a 103,9 milioni di euro e 20,3 milioni di euro);
• la concessione delle attività di trasmissione e dispacciamento dell'energia elettrica nel territorio nazionale (pari a un valore netto contabile di 61,7 milioni di euro al 31 dicembre 2018), di durata venticinquennale iscritta nel corso del 2005, inizialmente al fair value e successivamente valutata al costo.

Le altre attività immateriali comprendono principalmente i software applicativi, prodotti internamente o acquisiti nell'ambito della realizzazione di programmi di evoluzione e sviluppo dei sistemi. Gli investimenti dell'esercizio a esse relativi, riferiti prevalentemente alla Capogruppo (26,7 milioni di euro), sono realizzati essenzialmente attraverso sviluppo interno.

Lo scostamento della voce rispetto all'esercizio precedente (+13,7 milioni di euro) è attribuibile sostanzialmente all'effetto netto degli investimenti (+56,4 milioni di euro, di cui 26,4 milioni di euro per i diritti sull'infrastruttura), degli ammortamenti (-52,0 milioni di euro), dell'apporto derivante dall'acquisizione della società Avvenia the Energy Innovator S.r.l. (+17,5 milioni di euro, sostanzialmente relativi al portafoglio contratti della società) e dei disinvestimenti e svalutazioni (-6,7 milioni di euro).

Con riferimento agli investimenti dell'esercizio in attività immateriali (56,4 milioni di euro, di cui 51,8 milioni di euro riferiti alla Capogruppo sostanzialmente nell'ambito del Regolato), si segnalano in particolare quelli relativi allo sviluppo e all'evoluzione di software applicativi per il Sistema di Telecontrollo del Dispacciamento (11,2 milioni di euro), per la Borsa Elettrica (4,1 milioni di euro), per il Sistema Metering (1 milione di euro) e per la difesa del Sistema Elettrico (2,1 milioni di euro), nonché per le applicazioni software e le licenze d'uso generiche (24,6 milioni di euro).

15. ATTIVITÀ PER IMPOSTE ANTICIPATE - 3,3 MILIONI DI EURO (€/milioni)

	31.12.2017	MODIFICA SALDI APERTURA	ACCANTONAMENTI	UTILIZZI E ALTRI MOVIMENTI PATRIMONIALI	IMPATTI RILEVATI NEL CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO	31.12.2018
IMPOSTE ANTICIPATE
Fondo rischi e oneri	39,1	-	9,6	(12,1)	-	36,6
Fondo svalutazione crediti	3,2	-	-	-	-	3,2
Passività verso i dipendenti	22,2	-	2,0	(9,6)	(0,2)	14,4
Derivati CFH	4,0	-	-	-	10,6	14,6
Affrancamento avviamento	34,4	-	-	(5,5)	-	28,9
Altro	7,8	-	6,8	(0,2)	-	14,4
Valutazione Strumenti Finanziari - IFRS 9/15	-	1,4	-	(0,2)	(0,2)	1,0
TOTALE IMPOSTE ANTICIPATE	110,7	1,4	18,4	(27,6)	10,2	113,1
IMPOSTE DIFFERITE
Immobili, impianti e macchinari	(114,8)	-	-	32,1	-	(82,7)
Altro	(1,4)	-	(6,2)	(16,4)	-	(24,0)
Benefici al personale e strumenti finanziari	(3,1)	-	-	-	-	(3,1)
TOTALE IMPOSTE DIFFERITE	(119,3)	-	(6,2)	15,7	-	(109,8)
ATTIVITÀ NETTE PER IMPOSTE ANTICIPATE	(8,6)	1,4	12,2	(11,9)	10,2	3,3

Il saldo della voce, pari a 3,3 milioni di euro, accoglie le risultanze nette delle movimentazioni relative alle attività per imposte anticipate e di quelle riferite alle passività per imposte differite del Gruppo.

Le attività per imposte anticipate (113,1 milioni di euro) rilevano un incremento netto di 2,4 milioni di euro rispetto al saldo rilevato al 31 dicembre 2017 (110,7 milioni di euro), e nel corso dell'esercizio hanno subito le seguenti movimentazioni:

• accantonamenti netti che non hanno impatto a Conto economico per 10,2 milioni di euro, imputabile prevalentemente all'effetto fiscale della movimentazione degli strumenti finanziari di cash flow hedge e dei benefici ai dipendenti;
• accantonamenti rilevati sulla controllata Rete S.r.l. riferiti alla quota degli ammortamenti civilistici rilevati dalla società non deducibili fiscalmente (2,4 milioni di euro);
• rilascio delle quote di competenza delle imposte anticipate stanziate per l'affrancamento dell'avviamento iscritto a seguito dell'operazione di incorporazione di RTL e della fusione di Terna Rete Italia S.r.l. da parte della Capogruppo (5,5 milioni di euro);
• rilevazione dell'impatto netto riferito all'adeguamento del saldo di apertura per la prima applicazione dei nuovi principi contabili IFRS 9/15 (1,4 milioni di euro);
• utilizzi netti rilevati sui fondi rischi e oneri (2,5 milioni di euro), principalmente per l'effetto fiscale sul rilascio del fondo vertenze e contenzioso (2,5 milioni di euro);
• utilizzi netti rilevati sui benefici ai dipendenti (7,8 milioni di euro);

Le passività per imposte differite (109,8 milioni di euro) rilevano un decremento netto di 9,5 milioni di euro, imputabile essenzialmente:

• accantonamenti e altri movimenti netti per euro 22,6 milioni di euro prevalentemente per la rilevazione delle imposte differite sulle commesse estere sudamericane;
• all'utilizzo degli accantonamenti pregressi per ammortamenti aggiuntivi rispetto alle quote economicotecniche in capo alla Capogruppo Terna (-31,1 milioni di euro).

16. PARTECIPAZIONI VALUTATE CON IL METODO DEL PATRIMONIO NETTO - 76,1 MILIONI DI EURO

La voce in esame, pari a 76,1 milioni di euro, si riferisce alle partecipazioni della Capogruppo Terna S.p.A. nella società collegata CESI S.p.A. (49,0 milioni di euro), nella società collegata CORESO S.A. (0,4 milioni di euro) e nella società collegata CGES - CrnoGorski Elektroprenosni Sistem AD (26,7 milioni di euro).

La variazione rispetto all'esercizio precedente, pari a -1,8 milioni di euro, è imputabile essenzialmente alla riduzione della partecipazione in CGES (-3,3 milioni di euro) per il dividendo deliberato a fine 2018, e all'incremento della partecipazione azionaria in CESI di 1,4 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente, per effetto dell'adeguamento della partecipazione al patrimonio netto di fine esercizio riferibile alla quota di possesso della Capogruppo nella stessa società (2,5 milioni di euro), tenuto conto del dividendo incassato nel corso dell'esercizio (-1,1 milioni di euro).

17. ATTIVITÀ FINANZIARIE

				(€/milioni)
	MISURAZIONE	31.12.2018	31.12.2017	Δ
Attività finanziarie in concessione	costo ammortizzato	167,8	73,5	94,3
Deposito Garanzia Interconnector	costo ammortizzato	61,1	42,2	18,9
Altre Partecipazioni	FVTOCI	0,1	0,1	-
Altre attività finanziarie non correnti		-	4,3	(4,3)
ATTIVITÀ FINANZIARIE
NON CORRENTI		229,0	120,1	108,9
Titoli di Stato	FVTOCI	402,6	-	402,6
Derivato CFH	Fair value	1,3	-	1,3
Altre attività finanziarie correnti		0,6	0,2	0,4
ATTIVITÀ FINANZIARIE CORRENTI		404,5	0,2	404,3

La voce "Attività finanziarie non correnti" rileva un incremento rispetto all'esercizio precedente, pari a 108,9 milioni di euro, derivante in particolare dall'aumento degli investimenti del periodo sulle infrastrutture in concessione in Brasile rilevati in applicazione dell'IFRIC 12 (+94,3 milioni di euro) e dall'aumento del Fondo Garanzia Interconnector, istituito per la realizzazione delle opere di interconnessione di cui all'art. 32 della legge 99/09 (+18,9 milioni di euro).

La voce "Attività finanziarie correnti" rileva un incremento rispetto all'esercizio precedente pari a 404,3 milioni di euro a seguito prevalentemente dell'acquisto di Titoli di Stato per 400 milioni di euro con scadenza dicembre 2019 (402,6 milioni di euro) e della rilevazione del derivato su cambi (1,3 milioni di euro) acceso a copertura degli effetti cambio legati alle attività all'estero.

18. ALTRE ATTIVITÀ			(€/milioni)
	31.12.2018	31.12.2017	Δ
Prestiti ed anticipazioni ai dipendenti	9,4	9,3	0,1
Depositi presso terzi	5,4	4,9	0,5
ALTRE ATTIVITÀ NON CORRENTI	14,8	14,2	0,6
Altri crediti tributari	44,1	76,8	(32,7)
Crediti verso collegate	3,3	-	3,3
Anticipi a fornitori	13,4	35,1	(21,7)
Risconti e Ratei attivi operativi	14,7	18,5	(3,8)
Crediti verso soggetti selezionati Interconnector	4,0	4,1	(0,1)
Crediti verso altri	6,5	4,6	1,9
ALTRE ATTIVITÀ CORRENTI	86,0	139,1	(53,1)

Le "Altre attività non correnti" rilevano un saldo (14,8 milioni di euro) sostanzialmente in linea rispetto all'esercizio precedente (+0,6 milioni di euro, principalmente imputabili ai depositi verso terzi).

La voce "Altre attività correnti", pari a 86,0 milioni di euro, rileva un decremento di 53,1 milioni di euro rispetto al saldo al 31 dicembre 2017 imputabile principalmente:

• agli altri crediti tributari (-32,7 milioni di euro) imputabile principalmente al decremento della posizione creditoria del Gruppo verso l'erario per IVA (-33,4 milioni di euro) derivante dai maggiori acconti versati nell'esercizio precedente per effetto del Decreto Ministeriale del 27 giugno 2017;
• alla riduzione degli anticipi a fornitori (-21,7 milioni di euro) sostanzialmente per gli anticipi versati nel 2017 per le attività in Sudamerica avviate nell'esercizio precedente (-22,8 milioni di euro);
• alle minori quote di costi già pagati ma di competenza successiva al 31 dicembre 2018 (-3,8 milioni di euro), riferiti principalmente alla riduzione dei risconti attivi per la rilevazione dei costi di competenza inerenti la gestione della fornitura del cavo per il nuovo collegamento elettrico Sardegna-Corsica-Italia - SACOI III (-2,7 milioni di euro) e per premi di assicurazione (-1,1 milioni di euro);
• rilevazione dei crediti verso la collegata CGES (+3,3 milioni di euro) per il dividendo deliberato a fine anno;
• ai crediti verso altri (+1,9 milioni di euro) sostanzialmente per le quote sottoscritte nell'esercizio nella società Avvenia the Energy Innovator S.r.l. (1,3 milioni di euro) e ancora da liquidare.

19. RIMANENZE - 15,2 MILIONI DI EURO

La voce, pari a 15,2 milioni di euro e sostanzialmente in linea rispetto al valore dell'esercizio precedente (+0,4 milioni di euro), è costituita principalmente da materiali e apparecchi destinati alle attività di funzionamento, manutenzione e costruzione di impianti e alle commesse del Gruppo Tamini.

20. CREDITI COMMERCIALI - 1.189,7 MILIONI DI EURO

	31.12.2018	31.12.2017	Δ
Crediti partite energia	743,7	772,8	(29,1)
Crediti per corrispettivo CTR	310,8	312,2	(1,4)
Altri crediti commerciali	135,2	180,9	(45,7)
TOTALE	1.189,7	1.265,9	(76,2)

I crediti commerciali al 31 dicembre 2018 ammontano a 1.189,7 milioni di euro e sono valorizzati al netto delle perdite di valore, riferite a partite ritenute inesigibili e iscritte, a rettifica, nel fondo svalutazione crediti (26,1 milioni di euro per partite energia e 17,8 milioni di euro per altre partite nel 2018, contro 26,9 milioni di euro per partite energia e 17,2 milioni di euro per altre partite nel 2017); il valore contabile esposto approssima sostanzialmente il fair value.

Crediti partite energia/regolate - 743,7 milioni di euro

La voce accoglie i crediti per le cosiddette "partite passanti" inerenti all'attività svolta dalla Capogruppo ex Delibera 111/06 (715 milioni di euro) e i crediti verso gli utenti del dispacciamento per i corrispettivi a margine (13,9 milioni di euro); include inoltre la partita creditoria verso Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali (CSEA) riferita alla qualità del servizio per la valorizzazione delle performance ENSR (14,8 milioni di euro).

Il saldo registra complessivamente un decremento di 29,1 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente imputabile essenzialmente ai Crediti per partite energia passanti (-30,9 milioni di euro), in particolare per il minor corrispettivo Uplift (-68,9 milioni di euro) che riflette la riduzione degli oneri netti da recuperare legati sia al Mercato dei Servizi di Dispacciamento - MSD sia agli sbilanciamenti (i cui crediti aumentano rispettivamente di 32,2 e di 20,3 milioni di euro). La variazione risente anche della riduzione dei crediti verso gli utenti del dispacciamento per l'esercizio del servizio di interrompibilità (41,6 milioni di euro), in parte compensata dalla partita creditoria dovuta da CSEA a garanzia della totale copertura del suddetto servizio (28,3 milioni di euro).

Crediti per corrispettivo CTR - 310,8 milioni di euro

Il credito per il corrispettivo CTR, pari a 310,8 milioni di euro, è correlato alla remunerazione riconosciuta alla Capogruppo e ad altri proprietari per l'utilizzo della Rete di Trasmissione Nazionale da parte di distributori di energia elettrica. Il credito rileva un decremento di 1,4 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2017, imputabile principalmente al meccanismo di recupero delle partite one-off rilevate nel 2017 per l'anticipazione dell'effetto legato all'aggiustamento tariffario degli investimenti.

Altri crediti commerciali - 135,2 milioni di euro

Gli altri crediti commerciali si riferiscono principalmente ai crediti verso clienti del business Non Regolato, per servizi specialistici resi a terzi prevalentemente nell'ambito di servizi di ingegneria impiantistica, attività di esercizio e manutenzione di impianti in Alta e Altissima Tensione, nonché housing di apparecchiature di telecomunicazione, servizi di manutenzione di reti in fibra ottica e per commesse del Gruppo Tamini.

La voce rileva un decremento di 45,7 milioni di euro rispetto allo scorso esercizio, sostanzialmente riferito ai crediti verso la società Piemonte Savoia S.r.l. rilevati a fine 2017 per le attività connesse e strumentali alla realizzazione dell'opera per le Milestone contrattualmente previste (49,3 milioni di euro), incassati nel mese di gennaio 2018.

Nel seguito si riporta la tabella dei crediti per lavori in corso su ordinazione (107,3 milioni di euro) relativi ai lavori di durata pluriennale che il Gruppo ha in corso con clienti terzi:

						(€/milioni)
	ACCONTI	VALORE DI COMMESSA	SALDO AL 31.12.2018	ACCONTI	VALORE DI COMMESSA	SALDO AL 31.12.2017
Crediti per lavori in corso su ordinazione	(36,2)	143,5	107,3	(23,6)	60,5	36,9

I lavori in corso su ordinazione del Gruppo presentano un incremento rispetto all'esercizio precedente di 70,4 milioni di euro, sostanzialmente relativi al proseguimento della commessa in Uruguay (+40,3 milioni di euro) e alle maggiori commesse del Gruppo Tamini (+29,1 milioni di euro).

L'importo delle garanzie bancarie rilasciate a terzi nell'interesse delle società del Gruppo al 31 dicembre 2018 è pari a 272,3 milioni di euro che risultano suddivisi come segue: 104,1 milioni di euro nell'interesse di Terna S.p.A., 39,2 milioni di euro nell'interesse della società Terna Interconnector S.r.l., 43,5 milioni di euro nell'interesse della società Terna Rete Italia S.p.A., 9,5 milioni di euro nell'interesse della società Terna Plus S.r.l., 11,2 milioni di euro nell'interesse della società Difebal S.A., 3,4 milioni di euro nell'interesse della società Rete S.r.l., 1,5 milioni di euro nell'interesse della società Terna Energy Solutions S.r.l e 59,9 milioni di euro nell'interesse della società Tamini Trasformatori S.r.l..

21. DISPONIBILITÀ LIQUIDE E MEZZI EQUIVALENTI - 1.328,9 MILIONI DI EURO

Le disponibilità liquide al 31 dicembre 2018 ammontano a 1.328,9 milioni di euro, di cui 751,5 milioni di euro investiti in depositi a breve termine e prontamente liquidabili e 577,2 milioni di euro depositati sui conti correnti bancari.

22. CREDITI PER IMPOSTE SUL REDDITO - 19,3 MILIONI DI EURO

I crediti per imposte sul reddito, pari a 19,3 milioni di euro, si decrementano di 17,6 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente, essenzialmente per la posizione creditoria verso l'Erario rilevata a fine 2017 rispetto alla posizione debitoria rilevata al 31 dicembre 2018 nella voce "Debiti per imposte sul reddito", cui si rinvia, per effetto in particolare dei maggiori acconti versati nell'esercizio precedente (determinati sulla maggiore aliquota IRES relativa al 2016) e delle maggiori imposte di competenza (essenzialmente per il maggior utile ante imposte).

Passivo

23. PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO - 4.019,2 MILIONI DI EURO

Capitale sociale - 442,2 milioni di euro

Il capitale sociale della Capogruppo è rappresentato da numero 2.009.992.000 azioni ordinarie nominali di 0,22 euro ciascuna.

Riserva legale - 88,4 milioni di euro

La riserva legale rappresenta il 20% del capitale sociale della Capogruppo.

Altre riserve - 700,1 milioni di euro

Le altre riserve rilevano un decremento di 31,9 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente, per effetto sostanzialmente delle altre componenti del Conto economico complessivo, in particolare:

• per l'adeguamento al fair value degli strumenti derivati di copertura sui finanziamenti a tasso variabile della Capogruppo - cash flow hedge (-32,1 milioni di euro, considerato il relativo effetto fiscale pari a +10,1 milioni di euro);
• per la rilevazione degli utili e delle perdite attuariali sui benefici ai dipendenti (+0,9 milioni di euro, considerato il relativo effetto fiscale pari a -0,3 milioni di euro).

Utili e perdite accumulate - 2.240,1 milioni di euro

L'incremento nell'esercizio della voce "Utili e perdite accumulate", pari a 238,4 milioni di euro, si riferisce principalmente alla destinazione del valore residuo dell'utile netto conseguito dal Gruppo nell'esercizio 2017, rispetto alla distribuzione del dividendo 2017 da parte della Capogruppo (pari complessivamente a 442,2 milioni di euro).

Acconto sul dividendo 2018

Il Consiglio di Amministrazione della Capogruppo, acquisito il parere della Società di Revisione previsto dall'articolo 2433-bis del Codice Civile, ha deliberato, in data 9 novembre 2018, la distribuzione di un acconto sul dividendo pari a 158,2 milioni di euro ed equivalente a 0,0787 euro per azione, che è stato posto in pagamento a decorrere dal 21 novembre 2018, previo stacco della cedola n. 29 in data 19 novembre 2018.

Patrimonio netto delledi terzi

Il patrimonio netto di terzi, relativo al Gruppo Tamini, a Terna Interconnector S.r.l. e ad Avvenia The Energy Innovator S.r.l. (entrata nel corso dell'esercizio nel perimetro di consolidamento), è pari a 35,0 milioni di euro, in aumento di 9,3 milioni di euro rispetto al valore al 31 dicembre 2017.

Tale variazione deriva principalmente dalla quota parte dell'utile rilevato da Terna Interconnector S.r.l. (6,0 milioni di euro), dall'apporto di Avvenia (4,9 milioni di euro).

24. FINANZIAMENTI E PASSIVITÀ FINANZIARIE

			(€/milioni)
	31.12.2018	31.12.2017	Δ
Prestiti Obbligazionari	6.563,2	6.541,9	21,3
Finanziamenti bancari	1.664,4	2.129,7	(465,3)
FINANZIAMENTI A LUNGO TERMINE	8.227,6	8.671,6	(444,0)
Derivati CFH	59,2	10,5	48,7
PASSIVITÀ FINANZIARIE NON CORRENTI	59,2	10,5	48,7
FINANZIAMENTI A BREVE TERMINE	25,0	118,0	(93,0)
Prestiti Obbligazionari	616,7	749,9	(133,2)
Finanziamenti bancari	613,9	134,4	479,5
QUOTE CORRENTI DEI FINANZIAMENTI A LUNGO TERMINE	1.230,6	884,3	346,3
TOTALE	9.542,4	9.684,4	(142,0)

I finanziamenti e le passività finanziarie del periodo sono diminuiti di 142,4 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente, attestandosi a 9.542,4 milioni di euro.

Il decremento dei prestiti obbligazionari (-111,9 milioni di euro) è attribuibile all'adeguamento al costo ammortizzato degli stessi strumenti finanziari. Rileva inoltre il rimborso dell'emissione obbligazionaria del 16 ottobre 2012 (-750 milioni di euro) e l'emissione obbligazionaria green lanciata il 23 luglio 2018 (750 milioni di euro).

Le quotazioni ufficiali delle obbligazioni emesse registrate alla Borsa del Lussemburgo sono di seguito dettagliate per ultima quotazione al 31.12.2018 e al 31.12.2017:

		(€)
	PREZZO AL 31.12.2018	PREZZO AL 31.12.2017
Bond scadenza 2024:	120,51	128,98
Bond scadenza 2023:	127,61*	135,46
Bond scadenza 2019:	103,62	108,74
Bond scadenza 2026:	103,52	102,85
Bond scadenza 2021:	109,79	114,80
Bond scadenza 2022:	100,64	102,50
Bond scadenza 2028:	89,83	96,16
Bond scadenza 2027:	94,53	100,51
Bond scadenza 2018:	-	100,38
Bond scadenza 2023 (Green Bond):	100,17	-

* Fonte BNP Paribas, in mancanza di quotazioni aggiornate fonti Reuters e Bloomberg.

I finanziamenti bancari registrano un incremento di 14,2 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente, dovuto principalmente a:

• tiraggi di nuovi finanziamenti per 152,8 milioni di euro;

• rimborso delle quote scadute dei finanziamenti BEI e dei leasing in essere per 134,1 milioni di euro.

Finanziamenti a lungo termine

	PERIODO DI SCADENZA	31.12.2017		31.12.2018* QUOTA CON SCADENZA ENTRO 12 MESI	QUOTA CON SCADENZA OLTRE 12 MESI	2020	2021	2022	2023	2024	OLTRE	TASSO MEDIO DI INTERESSE AL 31.12.2018	TASSO MEDIO D'INTERESSE NETTO COPERTURE AL 31.12.2018
Prestiti Obb.	2024	1.013,4	982,9		982,9		-	-	-	982,9	-	4,90%	0,86%
Prestiti Obb. IL	2023	692,9	679,2		679,2		-	-	679,2	-	-	2,73%	0,30%
Prestiti Obb. PP	2019	638,7	616,7	616,7			-	-	-	-	-	4,88%	1,14%
Prestiti Obb. PP	2026	78,8	78,9		78,9		-	-	-	-	78,9	1,60%	1,79%
Prestiti Obb. 1250	2021	1.388,7	1.345,9		1.345,9		1.345,9	-		-	-	4,75%	1,20%
Prestiti Obb. 1000	2022	996,8	997,6		997,6		-	997,6	-	-	-	0,88%	0,95%
Prestiti Obb. 750	2018	749,9	-				-	-	-	-	-	2,88%	2,99%
Prestiti Obb. 750	2028	740,1	740,9		740,9		-	-	-	-	740,9	1,00%	1,19%
Prestiti Obb. 1000	2027	992,5	993,2		993,2		-	-	-	-	993,2	1,38%	1,45%
Prestiti Obb. 750	2023	-	744,6		744,6		-	-	744,6	-		0,00%	1,16%
BEI	2039	238,6	368,6		368,6		-	4,6	20,5	20,5	323,0	1,44%	1,44%
Totale tasso fisso		7.530,4	7.548,5	616,7	6.931,8			- 1.345,9 1.002,2 1.444,3 1.003,4 2.136,0
BEI	2030	1.488,3	1.355,9	111,3	1.244,6	116,1	116,7	128,6	112,7	112,7	657,8	0,25%	1,12%
CDP	2019	500,0	500,0	500,0	-	-	-	-	-	-	-	0,93%	1,04%
Finanziamento Difebal	2034	32,6	56,9	0,6	56,3	1,9	2,5	2,7	3,0	3,3	42,9	6,48%	6,93%
Leasing	2019-2021-2222	4,6	2,4	2,0	0,4	0,3	0,1	-	-	0,1	(0,8)	0,88%	0,88%
Totale tasso variabile		2.025,5	1.915,2	613,9	1.301,3	118,3	119,3	131,3	115,7	116,0	700,7
TOTALE		9.555,9	9.463,7	1.230,6	8.233,1			118,3 1.465,2 1.133,5 1.560,0 1.119,4 2.836,7

*Il saldo non include le commissioni riscontate pari a 5,5 milioni di euro

Il valore complessivo dei finanziamenti del Gruppo Terna al 31 dicembre 2018 è pari a 9.458,2 milioni di euro (1.230,6 milioni di euro con scadenza entro 12 mesi e 8.227,6 milioni di euro con scadenza oltre i 12 mesi), di cui 2.836,7 milioni di euro con scadenza successiva al quinto esercizio.

Nella tabella che segue è rappresentata la movimentazione dell'indebitamento a lungo termine intervenuta nel corso dell'anno, con indicazione del debito nozionale:

										(€/milioni)
		31.12.2017		RIMB. E	TIRAGGI	ALTRO	Δ	31.12.2018
	DEBITO NOZIONALE	VALORE CONTABILE	VALORE DI MERCATO	CAPITALIZZ.			VALORE CONTAB.	DEBITO NOZION.	VALORE CONTAB.	VALORE DI MERCATO
Prestito Obb. 2024	800,0	1.013,4	1.031,8	-	-	(30,5)	(30,5)	800,0	982,9	964,1
Prestito Obb. IL	570,5	692,9	677,3	-	-	(13,7)	(13,7)	579,0	679,2	638,1
Private Placement 2019	600,0	638,7	652,4	-	-	(22,0)	(22,0)	600,0	616,7	621,7
Private Placement 2026	80,0	78,8	82,3	-	-	0,1	0,1	80,0	78,9	82,8
Prestito Obb. 2021	1.250,0	1.388,7	1.435,0	-	-	(42,8)	(42,8)	1.250,0	1.345,9	1.372,4
Prestito Obb. 2022	1.000,0	996,8	1.025,0	-	-	0,8	0,8	1.000,0	997,6	1.006,4
Prestito Obb. 2018	750,0	749,9	752,8	(750,0)	-	0,1	(749,9)	-	-	-
Prestito Obb. 2028	750,0	740,1	721,2	-	-	0,8	0,8	750,0	740,9	673,7
Prestito Obb. 2027	1.000,0	992,5	1.005,2	-	-	0,7	0,7	1.000,0	993,2	945,3
Prestito Obb. 2023	-	-	-	-	750,0	(5,4)	744,6	750,0	744,6	751,3
Totale Prestiti obbligazionari	6.800,5	7.291,8	7.383,0	(750,0)	750,0	(111,9)	(111,9)	6.809,0	7.179,9	7.055,8
Finanziamenti	2.265,5	2.264,1	2.270,4	(134,1)	152,8	(4,5)	14,2	2.285,3	2.278,3	2.301,2
Totale finanziamenti	2.265,5	2.264,1	2.270,4	(134,1)	152,8	(4,5)	14,2	2.285,3	2.278,3	2.301,2
Tot. Indebitamento finanziario	9.066,0	9.555,9	9.653,4	(884,1)	902,8	(116,4)	(97,7)	9.094,3	9.458,2	9.357,0

(€/milioni)

Al 31 dicembre 2018, il Gruppo dispone di una capacità addizionale di debito di 2.450,0 milioni di euro rappresentata da tre revolving credit facility sottoscritte nel corso di dicembre 2015, luglio 2016 e settembre 2018, cui si aggiunge la capacità addizionale di circa 806 milioni di euro per linee bancarie uncommitted e di circa 59 milioni di euro per finanziamenti sottoscritti, ma non ancora erogati.

In tabella è riportato, inoltre, così come previsto dall'IFRS 7, il fair value dei debiti finanziari che per i prestiti obbligazionari è rappresentato dal valore di mercato degli stessi sulla base delle quotazioni alla data di riferimento, mentre per i finanziamenti a tasso variabile è stato determinato attualizzando i flussi di cassa attesi in base alla curva dei tassi di interesse di mercato alla data di riferimento.

Passività finanziarie non correnti

		(€/milioni)
31.12.2018	31.12.2017	Δ
59,2	10,5	48,7
59,2	10,5	48,7

La voce "Passività finanziarie non correnti", pari a 59,2 milioni di euro al 31 dicembre 2018, accoglie la valorizzazione al fair value dei derivati di cash flow hedge.

Il calcolo del fair value è stato determinato attualizzando i flussi di cassa attesi in base alla curva dei tassi di interesse di mercato alla data di riferimento. L'incremento pari a 48,7 milioni di euro, rispetto al 31 dicembre 2017, è attribuibile alla variazione della curva dei tassi di interesse di mercato e alla variazione del nozionale del portafoglio derivati.

Finanziamenti a breve termine - 25,0 milioni di euro

La voce "Finanziamenti a breve termine" rileva un decremento di 93 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente per effetto del rimborso delle linee utilizzate principalmente dalla Capogruppo.

Passività finanziarie correnti

Le passività finanziarie correnti accolgono al 31 dicembre 2018 il valore degli oneri finanziari netti maturati sugli strumenti finanziari e non ancora liquidati. Tale voce mostra una variazione in diminuzione, rispetto all'esercizio precedente, di 15,6 milioni di euro.

			(€/milioni)
	31.12.2018	31.12.2017	Δ
PASSIVITÀ DIFFERITE SU:
Contratti derivati di copertura	2,3	1,8	0,5
Prestito obbligazionario	85,9	101,9	(16,0)
Finanziamenti	2,2	2,0	0,2
TOTALE	90,4	105,7	(15,3)

Posizione finanziaria netta

Secondo quanto richiesto dalla comunicazione CONSOB del 28 luglio 2006 e in conformità con la Raccomandazione ESMA n. 319 del 2013, si segnala che la posizione finanziaria netta del Gruppo è la seguente:

(€/milioni)

	31.12.2018
A. Cassa	577,4
B. Depositi a termine	751,5
C. Liquidità (A) + (B)	1.328,9
D. Parte corrente dell'indebitamento non corrente	1.230,6
di cui verso parti correlate	500,0
E. Finanziamenti a breve	25,0
F. Altre passività finanziarie nette	89,8
di cui verso parti correlate	0,5
G. Attività finanziarie correnti	403,9
H. Indebitamento finanziario corrente (D+E+F-G)	941,5
I. Indebitamento finanziario corrente netto (H) - (C)	(387,4)
J. Finanziamenti non correnti	1.664,4
K. Obbligazioni emesse	6.563,2
L. Strumenti finanziari derivati in portafoglio	59,2
M. Indebitamento finanziario netto non corrente (J) + (K) + (L)	8.286,8
N. Indebitamento finanziario netto (I) + (M)	7.899,4

Rischio di default e covenant sul debito

Tale rischio attiene alla possibilità che i contratti di finanziamento o i regolamenti dei prestiti obbligazionari, di cui il Gruppo è parte, contengano disposizioni che, al verificarsi di determinati eventi, legittimino le controparti a chiedere al debitore l'immediato rimborso delle somme prestate, generando conseguentemente un rischio di liquidità.

Alcuni debiti finanziari a lungo termine della Capogruppo Terna S.p.A. contengono impegni ("covenant") tipici della prassi internazionale. I principali fanno riferimento:

• al debito obbligazionario della Società, che consta di un'emissione da 800 milioni di euro effettuata nel 2004 e di 8 emissioni nell'ambito del proprio Programma EMTN ("€8,000,000,000 Euro Medium Term Notes Programme") per un totale di 6.009 milioni di euro;
• al debito bancario, che consiste in tre linee di credito revolving da 800, 500 e 1.150 milioni di euro, ("c.d. "debito bancario");
• al debito concesso alla Società dalla Banca Europea per gli Investimenti (BEI) tramite una serie di finanziamenti di ammontare complessivo pari a 2.225 milioni di euro;
• al debito per la finanza di progetto, per un importo di circa 57 milioni di euro, finalizzato allo sviluppo di infrastrutture di trasmissione in Brasile e Uruguay, dove il Gruppo opera rispettivamente con le concessionarie SPE Santa Maria Transmissora de Energia S.A. e SPE Santa Lucia Transmissora de Energia S.A. (Brasile) e Difebal S.A. (Uruguay).

I principali covenant relativi alle emissioni obbligazionarie nonché al Programma EMTN consistono nelle clausole in materia di i) "negative pledge", in base alle quali l'Emittente o le Controllate Rilevanti non possono creare o mantenere in essere ipoteche, pegni o altri vincoli sui propri beni o ricavi, per garantire prestiti obbligazionari quotati (fatte salve alcune eccezioni c.d. "garanzie consentite") ii) "pari passu" in base alle quali i titoli costituiscono un'obbligazione diretta, incondizionata e non garantita dell'Emittente, sono senza preferenza tra loro e almeno allo stesso livello di "seniority" degli altri prestiti non garantiti e non subordinati presenti e futuri dell'Emittente iii) "event of default" in base alle quali, al verificarsi di alcuni eventi predeterminati (quali, ad esempio, mancato pagamento, messa in liquidazione dell'Emittente, inadempienza degli obblighi contrattuali, cross-default, ecc.) si configura un'ipotesi di inadempimento ed il prestito in oggetto diviene immediatamente esigibile.

I principali covenant previsti dal debito bancario consistono nelle clausole in materia di i) "negative pledge" in base alle quali la Società e ciascuna Controllata Rilevante si obbligano a non creare o mantenere in essere garanzie sui propri beni, in relazione a qualsiasi tipo di indebitamento finanziario, a eccezione delle "garanzie consentite" ii) "pari passu" in base alle quali le obbligazioni di pagamento del Borrower in relazione ai contratti di finanziamento in oggetto non sono postergate ad alcun obbligo nei confronti degli altri creditori non garantiti e non subordinati, fatti salvi i privilegi di legge iii) "event of default" in base alle quali, al verificarsi di alcuni eventi determinanti (quali, ad esempio, mancato pagamento, gravi inesattezze nella documentazione o nelle dichiarazioni, insolvenza, cessazione dell'attività, cross-default, ecc.) si configura un'ipotesi di inadempimento e il prestito in oggetto diviene immediatamente esigibile iv) rimborso anticipato obbligatorio in caso di rating inferiore al livello investment grade (BBB-) per la maggioranza delle agenzie di rating o in caso la Società cessi di essere oggetto di monitoraggio da parte di tutte le agenzie di rating.

I principali covenant riguardanti i prestiti BEI consistono nelle clausole in materia di i) "negative pledge" in base alle quali la Società non costituirà vincoli fatta eccezione per i vincoli concessi in relazione ad indebitamenti inferiori a determinati importi e a circostanze contrattualmente specificate ii) concessione alla Banca, su richiesta della stessa, di nuove garanzie in caso di rating inferiore a BBB+/Baa1 per due agenzie di rating su tre oppure, nel caso in cui il rating cessi di essere pubblicato da parte di tutte le agenzie iii) "pari passu" in base alle quali la Società farà sì che le obbligazioni di pagamento si collochino allo stesso grado di quelle relative a tutti gli altri creditori chirografari non subordinati iv) casi di risoluzione del contratto/ decadenza del beneficio del termine/recesso (quali, ad esempio, mancato pagamento, gravi inesattezze nella documentazione o nelle dichiarazioni, insolvenza, eventi che portino conseguenze negative sugli impegni finanziari assunti dalla Società, amministrazione straordinaria, liquidazione, mutamento sostanziale pregiudizievole, mancato rispetto degli impegni contrattuali ecc.) v) rimborso anticipato obbligatorio a seguito del verificarsi di determinati eventi (quali, ad esempio, mutamento del controllo della Società, perdita della concessione, evento societario straordinario ecc.).

I principali covenant previsti nel debito relativo alla finanza di progetto consistono nelle clausole in materia di i) 'securities' attraverso cui le società si impegnano a perfezionare e mantenere il pegno sulle azioni delle società e/o sugli asset a favore dei soggetti finanziatori per tutta la durata dei finanziamenti, ii) limitazioni e/o restrizioni all'effettuazione di pagamenti e distribuzione di utili fino al raggiungimento di determinate condizioni quali l'avvenuto ripagamento di un definito numero di rate e/o il mantenimento di un livello dei coefficienti finanziari al di sopra delle soglie minime ii) "event of default" in base alle quali, al verificarsi di alcuni eventi determinanti (quali, ad esempio, mancato pagamento, dichiarazioni non veritiere di particolare gravità, insolvenza, cessazione dell'attività, ecc.) si configura un'ipotesi di inadempimento e il prestito in oggetto diviene immediatamente esigibile.

Nessuno dei predetti vincoli risulta a oggi disatteso.

25. BENEFICI PER I DIPENDENTI - 69,4 MILIONI DI EURO

Il Gruppo riconosce benefici ai propri dipendenti durante la vita lavorativa (premio fedeltà), al momento della cessazione del rapporto di lavoro (TFR, Sconto Energia Indennità Mensilità Aggiuntive e Indennità Sostitutiva di Preavviso) e successivamente al rapporto di lavoro (fondo sanitario ASEM).

Il premio fedeltà spetta ai dipendenti e ai dirigenti del Gruppo al raggiungimento di determinati requisiti di anzianità in azienda (25° e 35° anno di servizio).

I benefici riconosciuti al momento della cessazione del rapporto di lavoro spettano a tutti i lavoratori dipendenti (TFR), ai dipendenti assunti entro il 30 giugno 1996 (Sconto energia), ai dirigenti assunti o nominati fino alla data del 28 febbraio 1999 (Indennità Sostitutiva del Preavviso) e ai dipendenti (operai, impiegati e quadri) già assunti al 24 luglio 2001 (Indennità per Mensilità Aggiuntive).

I benefici riconosciuti successivamente al rapporto di lavoro consistono nella forma di assistenza sanitaria integrativa a quella del SSN, come prevista dal contratto collettivo nazionale dei dirigenti industriali (Assistenza sanitaria ASEM).

La composizione e la movimentazione del TFR e degli altri fondi del personale al 31 dicembre 2018 è la seguente:

						(€/milioni)
		31.12.2017 ACCANTONAMENTO	INTEREST COST	UTILIZZI E ALTRI MOVIMENTI	UTILI/(PERDITE) ATTUARIALI	31.12.2018
Benefici dovuti durante il rapporto di lavoro
Premio fedeltà	4,6	0,2	0,1	(0,2)	-	4,7
Totale	4,6	0,2	0,1	(0,2)	-	4,7
Benefici dovuti al momento della cessazione del rapporto di lavoro
Trattamento di Fine Rapporto	46,4	-	0,4	(2,1)	(1,0)	43,7
Sconto energia	13,0	0,4	0,1	(8,3)	0,1	5,3
IMA	7,1	0,2	-	(0,3)	(0,1)	6,9
Indennità sostitutive e altre simili	0,3	-	-	(0,1)	-	0,2
Totale	66,8	0,6	0,5	(10,8)	(1,0)	56,1
Benefici successivi al rapporto di lavoro
ASEM	9,3	0,3	0,1	(0,9)	(0,2)	8,6
Totale	9,3	0,3	0,1	(0,9)	(0,2)	8,6
TOTALE	80,7	1,1	0,7	(11,9)	(1,2)	69,4

La voce, pari a 69,4 milioni di euro al 31 dicembre 2018, registra una riduzione rispetto all'esercizio precedente pari a 11,3 milioni di euro, attribuibile principalmente al rilascio del fondo sconto energia (-8,3 milioni di euro) in particolare per la modifica del piano e all'utilizzo del fondo TFR (-2,1 milioni di euro) essenzialmente per ricambio generazionale.

Di seguito i dettagli del costo previdenziale relativo alle prestazioni di lavoro correnti e degli interessi attivi e passivi.

(€/milioni)

	PREMIO FEDELTÀ	TRATTAMENTO DI FINE RAPPORTO	IMA	INDENNITÀ SOSTITUTIVE E ALTRE SIMILI	SCONTO ENERGIA	ASEM	TOTALE
Impatti netti rilevati a conto economico
- costo relativo alle prestazioni di lavoro correnti	0,2	-	0,2	-	0,4	0,3	1,1
- (ricavo) per curtailment e altri costi	-	-	-	(0,1)	(8,2)	(0,7)	(9,0)
- interessi attivi e passivi	0,1	0,4	-	-	0,1	0,1	0,7
TOTALE RILEVATO A CONTO ECONOMICO	0,3	0,4	0,2	(0,1)	(7,7)	(0,3)	(7,2)

La rivalutazione della passività netta per i benefici ai dipendenti è illustrata nella tabella sottostante, dove sono dettagliate le tipologie degli utili e delle perdite attuariali rilevati tra le altre componenti del Conto economico complessivo.

	TRATTAMENTO DI FINE RAPPORTO	IMA	INDENNITÀ SOSTITUTIVE E ALTRE SIMILI	SCONTO ENERGIA	ASEM	TOTALE
Utili/(perdite) attuariali
- basate sull'esperienza passata	-	-	-	-	(0,1)	(0,1)
- dovute al cambiamento nelle ipotesi demografiche	-	-	-	-	-	-
- dovute al cambiamento nelle altre ipotesi economiche	-	0,2	-	-	0,1	0,3
- dovute al cambiamento nel tasso di attualizzazione	(1,0)	(0,3)	-	0,1	(0,2)	(1,4)
TOTALE IMPATTI CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO	(1,0)	(0,1)	-	0,1	(0,2)	(1,2)

Nei prospetti sottostanti, infine, sono rappresentate le principali assunzioni attuariali utilizzate, un'analisi di sensitività sulla movimentazione di tali ipotesi e il piano dei pagamenti previsti per il piano. Si precisa che il tasso di interesse utilizzato per la determinazione del valore attuale dell'obbligazione è stato determinato, in linea con il 2017, considerando il rendimento dell'indice Iboxx Eurozone Corporates AA al 31 dicembre 2018 in linea con la duration del collettivo di lavoratori oggetto di valutazione.

	PREMIO FEDELTÀ	TRATTAMENTO DI FINE RAPPORTO	IMA	INDENNITÀ SOSTITUTIVE E ALTRE SIMILI	SCONTO ENERGIA	ASEM
Tasso di attualizzazione	1,56%	1,16%	0,77%	0,43%	1,13%	1,57%
Tasso di inflazione	1,50%	1,50%	0,00%	1,50%	1,50%	3,00%
Duration (in anni)	10,6-12,3	9,1-27,2	5,2-5,8	4,48	5,3-9,1	9,6-17,5

							(€/milioni)
	PREMIO FEDELTÀ	TRATTAMENTO DI FINE RAPPORTO	IMA	INDENNITÀ SOSTITUTIVE E ALTRE SIMILI	SCONTO ENERGIA	ASEM	TOTALE
Tasso di attualizzazione +0,25%	4,7	43,0	6,7	0,2	5,1	8,5	68,2
Tasso di attualizzazione -0,25%	4,6	45,0	6,9	0,2	5,3	8,9	70,8
Tasso di inflazione +0,25%	4,6	44,7	n/a	n/a	n/a	n/a	49,3
Tasso di inflazione -0,25%	4,7	43,3	n/a	n/a	n/a	n/a	48,0
Tasso annuo di incremento sanitario +3%	n/a	n/a	n/a	n/a	n/a	12,5	12,5
Tasso annuo di incremento sanitario -3%	n/a	n/a	n/a	n/a	n/a	7,0	7,0
Valore di conversione del KW/h +5%	n/a	n/a	n/a	n/a	n/a	n/a	-
Valore di conversione del KW/h -5%	n/a	n/a	n/a	n/a	n/a	n/a	-

							(€/milioni)
	PREMIO FEDELTÀ	TRATTAMENTO DI FINE RAPPORTO	IMA	INDENNITÀ SOSTITUTIVE E ALTRE SIMILI	SCONTO ENERGIA	ASEM	TOTALE
Entro il 2019	0,3	2,3	1,9	-	0,4	0,2	5,1
Entro il 2020	0,4	2,6	0,7	-	0,5	0,2	4,4
Entro il 2021	0,5	2,6	0,8	-	0,6	0,2	4,7
Entro il 2022	0,3	3,4	0,6	-	0,7	0,3	5,3
Entro il 2023	0,2	3,0	0,5	-	0,7	0,3	4,7
Oltre i 5 anni	3,0	29,8	2,4	0,2	2,4	7,4	45,2
TOTALE	4,7	43,7	6,9	0,2	5,3	8,6	69,4

(€/milioni)

26. FONDI RISCHI E ONERI - 241,4 MILIONI DI EURO (€/milioni)

	FONDO VERTENZE E CONTENZIOSO	FONDI PER RISCHI ED ONERI DIVERSI	ONERI PER INCENTIVO ALL'ESODO	TOTALE
Valore al 31.12.2017	23,9	179,6	63,0	266,5
Accantonamenti	3,9	37,8	-	41,7
Utilizzi e altri movimenti	(8,8)	(48,5)	(9,6)	(66,9)
Modifica saldi di apertura	-	0,1	-	0,1
Valore al 31.12.2018	19,0	169,0	53,4	241,4

Fondo vertenze e contenzioso - 19,0 milioni di euro

Il fondo in esame, destinato a coprire le passività in essere a fine esercizio che potrebbero derivare da vertenze giudiziali e stragiudiziali inerenti alle attività delle società del Gruppo, valutate tenuto anche conto delle indicazioni dei legali interni ed esterni, rileva un decremento di 4,9 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente, imputabile ai maggiori utilizzi netti rilevati nell'esercizio per l'esito positivo di alcuni contenziosi sorti negli esercizi precedenti.

Fondo rischi e oneri diversi - 169,0 milioni di euro

Il fondo registra, rispetto all'esercizio precedente, un decremento netto pari a 10,6 milioni di euro, riferibile in particolare a:

• accantonamenti connessi ai piani di incentivazione del personale, per 10,9 milioni di euro;
• decremento netto per 7,3 milioni di euro rispetto ai maggiori accantonamenti effettuati nell'esercizio precedente al fondo per i progetti di riqualificazione urbanistica e ambientale;
• decremento di 6,6 milioni di euro riferito al pagamento di oneri sorgenti verso l'ARERA;
• decremento di 3,9 milioni di euro per l'adeguamento del fondo relativo a passività fiscali;
• decremento netto per 3,1 milioni di euro dei fondi legati alla regolazione della qualità del servizio elettrico (meccanismo di mitigazione e compartecipazione ex Delibera ARERA 653/2015/R/eel) che, al netto degli accantonamenti per la stima della penalità legata agli eventi di disalimentazione dell'anno, riflette i pagamenti alle imprese distributrici e i rilasci conseguenti la definizione delle penalità relative agli anni pregressi.

Fondo oneri per incentivi all'esodo - 53,4 milioni di euro

Il fondo oneri per incentivi all'esodo rileva la stima degli oneri straordinari adeguati sulla base del piano esodi stabilito per l'esercizio connessi alla risoluzione consensuale anticipata del rapporto di lavoro per i dipendenti del Gruppo che hanno maturato il diritto alla pensione. La voce registra un decremento netto pari a 9,6 milioni di euro, per effetto delle erogazioni dell'esercizio previste da piano di ricambio generazionale in essere.

27. ALTRE PASSIVITÀ NON CORRENTI - 373,8 MILIONI DI EURO

La voce, pari a 373,8 milioni di euro al 31 dicembre 2018, accoglie le partite a risconto afferenti i contributi in c/impianti della Capogruppo (90,9 milioni di euro) oltre che gli anticipi ricevuti per la realizzazione dell'Interconnector privato Italia-Francia (217,6 milioni di euro).

Rileva altresì il Fondo Garanzia Interconnector istituito in capo a Terna S.p.A. dalla Legge di Stabilità 2016 (65,2 milioni di euro) per la realizzazione delle opere di interconnessione di cui all'art. 32 della Legge 99/09.

L'incremento della voce rispetto all'esercizio precedente, pari a 122,8 milioni di euro, deriva essenzialmente dagli anticipi corrisposti nell'esercizio dai soggetti finanziatori dell'interconnessione Italia-Francia (+106,1 milioni di euro) e dall'aumento del Fondo Garanzia Interconnector (+21,9 milioni di euro).

28. PASSIVITÀ CORRENTI

			(€/milioni)
	31.12.2018	31.12.2017	Δ
Finanziamenti a breve termine *	25,0	118,0	(93,0)
Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine *	1.230,6	884,3	346,3
Debiti commerciali	2.514,1	2.497,9	16,2
Debiti per imposte sul reddito	5,1	-	5,1
Passività finanziarie correnti *	90,4	105,7	(15,3)
Altre passività correnti	239,7	193,0	46,7
TOTALE	4.104,9	3.798,9	306,0

* Per tali voci si rimanda a quanto commentato nell'ambito della nota 24. Finanziamenti e passività finanziarie.

DEBITI COMMERCIALI - 2.514,1 MILIONI DI EURO

			(€/milioni)
	31.12.2018	31.12.2017	Δ
Debiti verso fornitori:
- Debiti partite energia	1.518,1	1.602,6	(84,5)
- Debiti partite non energia	978,9	874,4	104,5
Debiti verso società collegate	8,2	14,9	(6,7)
Debiti per lavori in corso su ordinazione	8,9	6,0	2,9
TOTALE	2.514,1	2.497,9	16,2

Debiti verso fornitori

Debiti partite energia/regolate - 1.518,1 milioni di euro

Il decremento della voce per 84,5 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente è essenzialmente imputabile ai Debiti per partite energia passanti (-106 milioni di euro) la cui variazione è riconducibile principalmente a:

• debiti per l'erogazione del servizio di dispacciamento (-81 milioni di euro) principalmente legata alla forte riduzione nell'esercizio degli oneri di sbilanciamento sia lato Domanda che lato Produzione;
• debiti per la remunerazione delle unità essenziali per la sicurezza del sistema elettrico UESS (-113,9 milioni di euro) per i maggiori pagamenti a fine esercizio;
• debiti verso clienti finali legati al servizio di interrompibilità (-24,7 milioni di euro) e debiti verso CSEA per il reintegro degli oneri di salvaguardia (-12,6 milioni di euro);

in parte compensati da

• debiti per la remunerazione della disponibilità della capacità produttiva di energia elettrica - capacity payment (+124,7 milioni di euro), in aumento per le partite afferenti la raccolta al netto dell'unico pagamento effettuato nell'esercizio (ex deliberazione ARERA n. 248/2018).

La variazione riflette altresì la partita debitoria (22,2 milioni di euro) derivante dalla differenza tra il valore incassato da CSEA per il premio ENSR 2016 e il credito rilevato in bilancio per la valorizzazione dello stesso, calcolato pro-quota tenuto conto della stima dei risultati complessivamente attesi nel periodo di regolazione 2016-2019.

Debiti partite non energia

L'esposizione nei confronti dei fornitori è riferita a fatture ricevute e da ricevere per appalti, prestazioni, servizi e acquisti di materiali e apparecchiature.

Il saldo al 31 dicembre 2018 (978,9 milioni di euro) risulta in aumento di 104,5 milioni di euro rispetto allo stesso dato dell'esercizio precedente, in massima parte per le maggiori attività di investimento poste in essere nell'ultimo periodo dell'esercizio.

Debiti verso imprese collegate

La voce, pari a 8,2 milioni di euro, in riduzione di 6,7 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente, rileva i debiti verso la collegata CESI S.p.A. per prestazioni ricevute principalmente dalla Capogruppo (0,8 milioni di euro) e dalla controllata Terna Rete Italia S.p.A. (7,0 milioni di euro), in ordine a studi e ricerche nel settore l'elettrotecnica.

Debiti per lavori in corso su ordinazione

I debiti per lavori in corso su ordinazione, pari a 8,9 milioni di euro al 31 dicembre 2018, rilevano un incremento di 2,9 milioni di euro rispetto al dato registrato al 31 dicembre 2017 (6,0 milioni di euro), essenzialmente per effetto dell'aumento dei saldi relativi alle commesse del Gruppo Tamini (2,0 milioni di euro). La voce è strutturata come rappresentato nel seguito.

						(€/milioni)
	ACCONTI	VALORE DI COMMESSA	SALDO AL 31.12.2018	ACCONTI	VALORE DI COMMESSA	SALDO AL 31.12.2017
Debiti per lavori in corso su ordinazione	(23,7)	14,8	(8,9)	(19,0)	13,0	(6,0)

Il valore contabile dei debiti commerciali approssima sostanzialmente il fair value.

Gli impegni assunti dal Gruppo verso fornitori sono pari a circa 3.428,9 milioni di euro e si riferiscono agli impegni d'acquisto legati al normale "ciclo operativo" previsto per il periodo 2019-2023.

Debiti per imposte sul reddito - 5,1 milioni di euro

La voce al 31 dicembre 2018 rileva un saldo di 5,1 milioni di euro rispetto al saldo a zero dello scorso esercizio, per effetto per effetto essenzialmente dei maggiori acconti versati nell'esercizio precedente (determinati sulla maggiore aliquota IRES relativa al 2016) e delle maggiori imposte di competenza del 2018 (essenzialmente per il maggior utile ante imposte).

ALTRE PASSIVITÀ CORRENTI - 239,7 MILIONI DI EURO

			(€/milioni)
	31.12.2018	31.12.2017	Δ
Acconti	69,7	22,3	47,4
Altri debiti tributari	7,4	7,8	(0,4)
Debiti verso istituti di previdenza	25,0	24,2	0,8
Debiti verso il personale	41,6	47,0	(5,4)
Altri debiti verso terzi	96,0	91,7	4,3
TOTALE	239,7	193,0	46,7

Acconti

Tale voce (69,7 milioni di euro) accoglie i contributi in conto impianti incassati dal Gruppo (64,9 milioni di euro riferiti alla Capogruppo, 2,8 milioni di euro riferiti a Rete S.r.l. e 2,0 milioni riferiti a Terna Rete Italia S.p.A.) a fronte di immobilizzazioni ancora in corso al 31 dicembre 2018.

Rispetto al saldo al 31 dicembre 2017 (22,3 milioni di euro) si registra un incremento di 47,4 milioni di euro essenzialmente riconducibile all'effetto netto dei contributi portati direttamente a riduzione del valore contabile dei cespiti per 42,2 milioni di euro, e dei nuovi acconti ricevuti da terzi prevalentemente dal MISE (61,6 milioni di euro).

Altri debiti tributari

Gli altri debiti tributari, pari a 7,4 milioni di euro, sostanzialmente in linea rispetto al saldo rilevato al 31 dicembre 2017, sono riferiti in gran parte alle ritenute IRPEF sulle retribuzioni dei dipendenti e per TFR della controllate Terna Rete Italia S.p.A. (5,0 milioni di euro).

Debiti verso istituti di previdenza

I debiti verso istituti previdenziali, essenzialmente relativi ai debiti verso l'INPS della Capogruppo e della controllata Terna Rete Italia S.p.A., sono pari a 25,0 milioni di euro e sono sostanzialmente in linea rispetto all'esercizio precedente; la voce rileva, altresì, il debito relativo al Fondo Previdenza Elettrici - F.P.E. di 3,5 milioni di euro.

Debiti verso il personale

I debiti verso il personale, pari a 41,6 milioni di euro, sono riferiti essenzialmente alla Capogruppo e alla controllata Terna Rete Italia S.p.A. e si riferiscono principalmente:

• agli importi relativi all'incentivazione del personale da liquidarsi nell'esercizio successivo (24,9 milioni di euro);
• ai debiti per i dipendenti per il controvalore di ferie e festività abolite maturate e non godute da liquidare (11,2 milioni di euro).

La voce evidenzia un decremento di 5,4 milioni di euro, imputabile principalmente ai minori debiti rilevati nell'esercizio per le competenze da erogare in seguito all'adesione dei dipendenti al piano di ricambio generazionale in atto (-7,4 milioni di euro), parzialmente compensato dagli altri debiti verso il personale per i rimborsi da corrispondere (+1,1 milioni di euro).

Altri debiti verso terzi

Gli altri debiti verso terzi, pari a 96,0 milioni di euro, si riferiscono principalmente alla rilevazione di depositi cauzionali (67,4 milioni di euro) ricevuti dagli operatori del mercato elettrico a garanzia degli obblighi contrattuali a fronte dei contratti di dispacciamento e di interconnessione virtuale ed altresì dei risconti passivi (12 milioni di euro, principalmente relativi al business Non Regolato del Gruppo).

La voce rileva un incremento totale di 4,3 milioni di euro, imputabile essenzialmente ai maggiori ratei e risconti passivi (+3,4 milioni di euro).

E. Impegni e rischi

Gestione del rischio

Rischi di mercato e finanziari del Gruppo

Nell'esercizio della sua attività, il Gruppo Terna è esposto a diversi rischi finanziari: rischio di mercato, rischio di liquidità e rischio di credito.

Nella presente sezione vengono fornite informazioni relative all'esposizione del Gruppo Terna a ciascuno dei rischi elencati in precedenza, gli obiettivi, le politiche e i processi di gestione di tali rischi e i metodi utilizzati per valutarli, includendo inoltre ulteriori informazioni quantitative relative al Bilancio 2018.

Le politiche di gestione dei rischi del Gruppo hanno lo scopo di identificare e analizzare i rischi cui le società sono esposte, di stabilirne i limiti e definire il sistema di monitoraggio. Queste politiche e i relativi sistemi sono rivisti regolarmente, al fine di riflettere eventuali variazioni delle condizioni del mercato e delle attività delle società.

L'esposizione del Gruppo Terna ai suddetti rischi è sostanzialmente rappresentata dall'esposizione della Capogruppo. In particolare Terna ha definito, nell'ambito delle proprie policy per la gestione dei rischi finanziari approvate dal Consiglio di Amministrazione, le responsabilità e le modalità operative per le attività di gestione dei rischi finanziari, con specifico riferimento agli strumenti da utilizzare e a precisi limiti operativi nella gestione degli stessi.

				(€/milioni)
	31.12.2018		31.12.2017
	CREDITI AL COSTO AMMORTIZZATO	DERIVATI DI COPERTURA	CREDITI AL COSTO AMMORTIZZATO	DERIVATI DI COPERTURA
Attività
Strumenti finanziari derivati	-	1,3	-	-
Cassa e depositi	1.328,9	-	1.989,2	-
Crediti commerciali	1.189,7	-	1.265,9	-
TOTALE	2.518,6	1,3	3.255,1	-

						(€/milioni)
	31.12.2018				31.12.2017
	DEBITI AL COSTO AMMORTIZZATO	DERIVATI DI COPERTURA	TOTALE	DEBITI AL COSTO AMMORTIZZATO	DERIVATI DI COPERTURA	TOTALE
Passività
Indebitamento a lungo termine	9.458,2	-	9.458,2	9.555,9	-	9.555,9
Strumenti finanziari derivati	-	59,2	59,2	-	10,5	10,5
Debiti commerciali	2.514,1	-	2.514,1	2.497,9	-	2.497,9
TOTALE	11.972,3	59,2	12.031,5	12.053,8	10,5	12.064,3

Rischio di mercato

Il rischio di mercato è il rischio che il fair value o i flussi finanziari futuri di uno strumento finanziario fluttuino in seguito a variazioni delle condizioni dei mercati finanziari. Il rischio di mercato comprende tre tipi di rischi: rischio di tasso di cambio, rischio di tasso di interesse e rischio di inflazione.

La gestione dei rischi deve essere effettuata con l'obiettivo di minimizzare i relativi rischi attraverso la selezione di controparti e di strumenti compatibili con la politica di Risk Management aziendale. L'attività speculativa non rientra nella missione aziendale.

Il Gruppo Terna intende adottare un approccio dinamico alla gestione dei rischi finanziari. Tale approccio è caratterizzato dall'avversione al rischio, che si intende minimizzare attraverso un continuo monitoraggio dei mercati finanziari finalizzato ad effettuare le pianificate operazioni di ricorso a nuovo debito e di copertura in condizioni di mercato ritenute favorevoli. L'approccio dinamico consente di intervenire con fini migliorativi sulle coperture esistenti qualora le mutate condizioni di mercato o cambiamenti nella posta coperta rendano queste ultime inadatte o eccessivamente onerose.

Il fair value degli strumenti finanziari è determinato in conformità alla scala gerarchica del fair value richiesta dall'IFRS 7 (livello 2) mediante modelli di valutazione appropriati per ciascuna categoria di strumento finanziario e utilizzando i dati di mercato relativi alla data di chiusura dell'esercizio contabile (quali tassi di interesse, tassi di cambio e volatilità), attualizzando i flussi di cassa attesi in base alla curva dei tassi di interesse di mercato alla data di riferimento.

Rischio di tasso di interesse

Il rischio di tasso di interesse è rappresentato dall'incertezza associata all'andamento dei tassi di interesse. È il rischio che una variazione del livello dei tassi di mercato possa produrre effetti sul fair value o sui futuri flussi di cassa degli strumenti finanziari.

Nell'esercizio della sua attività, il Gruppo è esposto al rischio di oscillazione dei tassi di interesse. La principale fonte di rischio di tasso di interesse deriva dalle componenti dell'indebitamento finanziario netto e delle relative posizioni di copertura in strumenti derivati che generano oneri finanziari. La strategia di indebitamento finanziario è stata indirizzata verso strumenti di debito aventi maturità lunghe che riflettono la vita utile dell'attivo aziendale ed è stata perseguita una politica di copertura del rischio di tasso di interesse volta a garantire almeno una percentuale di debito a tasso fisso pari al 40% come previsto dalle policy aziendali. Tenuto conto del basso livello dei tassi di interesse, il totale del debito di gruppo è stato portato a tasso fisso.

Al 31 dicembre 2018 i derivati su tasso di interesse sono derivati di cash flow hedge e sono relativi alla copertura del rischio di variazione dei flussi di cassa connessi ai finanziamenti a lungo termine.

Di seguito si mostrano i nozionali e il fair value degli strumenti finanziari derivati sottoscritti dal Gruppo Terna:

						(€/milioni)
	31.12.2018		31.12.2017		Δ
	NOZIONALE	FAIR VALUE	NOZIONALE	FAIR VALUE	NOZIONALE	FAIR VALUE
Derivati CFH	3.246,3	(59,2)	2.566,0	(10,5)	679,2	(48,7)

Il nozionale dei derivati CFH in essere al 31 dicembre 2018, pari a 3.245,2 milioni di euro, risulta così suddiviso:

• 1.325,7 milioni di euro (fair value pari a -14,7 milioni di euro) con scadenza 2021;
• 150,0 milioni di euro (fair value pari a -3,8 milioni di euro) con scadenza 2026;
• 800,0 milioni di euro (fair value pari a -19,6 milioni di euro) con scadenza 2027;
• 950,0 milioni di euro (fair value pari a -21,0 milioni di euro) con scadenza 2028;
• 20,6 milioni di euro (fair value pari a -0,1 milioni di euro), relativo alla controllata Difebal, con scadenza 2032.

Sensitivity riferita al rischio di tasso di interesse

Per quanto riguarda la gestione del rischio di tasso di interesse, a valle della ristrutturazione del portafoglio derivati, Terna ha in essere floating-to-fixed interest rate swap (CFH) per neutralizzare il rischio nei flussi di cassa futuri attesi.

Poiché la relazione tra derivato e oggetto della copertura è formalmente documentata e l'efficacia della copertura, verificata inizialmente e periodicamente, è elevata, la Società ha scelto di applicare l'hedge accounting per avere un perfetto matching temporale tra copertura e oggetto coperto. L'obiettivo dell'hedge accounting è, infatti, quello di riconoscere, nello stesso momento, a Conto economico gli effetti delle coperture e quelli dell'oggetto coperto. Di conseguenza, per i derivati di CFH le variazioni di fair value del derivato devono essere contabilizzate nelle "Altre componenti del Conto economico complessivo"

(contabilizzando l'eventuale parte inefficace immediatamente a Conto economico) e da questo stornate per l'imputazione a Conto economico nello stesso periodo in cui i flussi di cassa relativi allo strumento coperto hanno impatti economici. I derivati di CFH sono stati contratti con caratteristiche speculari rispetto al sottostante coperto, pertanto i relativi flussi finanziari si verificheranno alle stesse scadenze degli interessi sul debito, senza impatto delle variazioni di fair value a Conto economico.

Di seguito vengono illustrati i valori rilevati a Conto economico e nelle "Altre componenti del Conto economico complessivo" delle posizioni sensibili a variazioni di tasso, i valori teorici di tali posizioni a seguito di shifting positivo o negativo della curva dei tassi di interesse di mercato e gli impatti differenziali rilevabili a Conto economico e nelle "Altre componenti del Conto economico complessivo" di tali variazioni. Vengono ipotizzati incrementi e decrementi sulla curva dei tassi pari al 10% rispetto a quelli di mercato alla data di chiusura di bilancio:

			(€/milioni)
	CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO
	TASSI CORRENTI +10%	VALORI CORRENTI	TASSI CORRENTI -10%
31.12.2018
Posizioni sensibili a variazioni dei tassi d'interesse (Prestiti Obbligazionari, CFH)	(48,5)	(59,2)	(69,9)
Variazione ipotetica	10,7	-	(10,7)
31.12.2017
Posizioni sensibili a variazioni dei tassi d'interesse (Prestiti Obbligazionari, CFH)	(12,3)	(12,8)	(13,3)
Variazione ipotetica	0,5	-	(0,5)

Rischio di inflazione

Relativamente al rischio di tasso di inflazione, si evidenzia che la tariffa fissata dal Regolatore per remunerare l'attività di Terna S.p.A. è determinata in modo da consentire la copertura dei costi riconosciuti di settore. Tali componenti di costo vengono aggiornate annualmente per tenere conto dell'inflazione maturata. Avendo fatto ricorso, nel 2007, a un'emissione obbligazionaria indicizzata all'inflazione, la Società ha posto in essere una parziale protezione del risultato netto di Conto economico; infatti un'eventuale diminuzione della quota di ricavi attesi, a seguito di una diminuzione del tasso di inflazione, è compensata, in parte, da minori oneri finanziari.

Rischio di cambio

La gestione del rischio di cambio deve essere effettuata con l'obiettivo di difendere la redditività aziendale dai rischi di variazioni delle valute attraverso un continuo controllo dei mercati ed un costante monitoraggio delle esposizioni in essere. Nella gestione del rischio Terna seleziona, di volta in volta, gli strumenti finanziari di copertura con caratteristiche strutturali e di durata coerenti con l'esposizione del gruppo alle valute estere. Gli strumenti utilizzati da Terna hanno caratteristiche di limitata complessità, elevata liquidità e facilità di pricing come ad esempio contratti forward ed opzioni. I contratti posti in essere dal Gruppo hanno nozionale e scadenza minori o uguali a quelli dell'esposizione sottostante, o del flusso di cassa atteso, cosicché ogni variazione nel fair value e/o nei flussi di cassa attesi di tali contratti, derivante da un possibile apprezzamento o deprezzamento dell'euro verso le altre valute, sia interamente bilanciata da una corrispondente variazione del fair value e/o dei flussi di cassa attesi della posizione sottostante.

Al 31 dicembre 2018, l'esposizione del Conto economico del Gruppo al rischio di cambio è residuale ed imputabile ai flussi in valuta derivanti dalle partecipazioni in America Latina .Tale esposizione è gestita, al 31 dicembre 2018, tramite derivati di cambio per una nozionale di 368,9 milioni di reais ed un fair value positivo di 1,3 milioni di euro.

Rischio di liquidità

Il rischio di liquidità è il rischio che il Gruppo Terna abbia difficoltà ad adempiere alle obbligazioni associate a passività finanziarie e del ciclo operativo gestionale. La gestione del rischio di liquidità assicura un'adeguata copertura dei fabbisogni finanziari attraverso la sottoscrizione di idonee linee di credito e un'opportuna gestione delle eventuali eccedenze di liquidità. Al 31 dicembre 2018, il Gruppo ha a disposizione linee di credito di breve termine per 805,8 milioni di euro e linee di credito revolving per 2.450 milioni di euro.

Rischio di credito

Il rischio di credito è il rischio che un cliente o una delle controparti di uno strumento finanziario causi una perdita finanziaria non adempiendo a un'obbligazione e deriva principalmente dai crediti commerciali e dagli investimenti finanziari del Gruppo.

Il rischio di credito originato da posizioni aperte su operazioni in strumenti finanziari derivati è considerato di entità marginale, in quanto le controparti, in osservanza a quanto stabilito dalle policy di gestione dei rischi finanziari, sono primari istituti di credito internazionali dotati di un alto livello di rating.

Terna eroga le proprie prestazioni essenzialmente nei confronti di controparti considerate solvibili dal mercato, e quindi con elevato standing creditizio, e non presenta concentrazioni del rischio di credito.

La gestione del rischio di credito è guidata anche dall'applicazione della Delibera dell'ARERA n. 111/06 che, all'articolo 49, ha introdotto degli strumenti per la limitazione dei rischi legati all'insolvenza dei clienti del dispacciamento, sia in via preventiva, sia in caso di insolvenza manifestata. In particolare, la Delibera prevede tre strumenti a tutela del mercato elettrico: il sistema delle garanzie (fideiussioni rilasciate dai singoli utenti del dispacciamento in relazione al loro fatturato), la possibilità di ricorrere alla risoluzione del contratto di dispacciamento (nel caso di insolvenza o di mancata reintegrazione delle garanzie escusse) e infine la possibilità di recupero dei crediti non incassati, dopo aver esperito tutte le azioni di recupero, attraverso uno specifico corrispettivo che, all'occorrenza, è definito dall'ARERA.

Alla data di chiusura dell'esercizio tale esposizione è la seguente:

			(€/milioni)
	31.12.2018	31.12.2017	Δ
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	1.328,9	1.989,2	(660,3)
Crediti commerciali	1.189,7	1.265,9	(76,2)
TOTALE	2.518,6	3.255,1	(736,5)

L'importo complessivo dell'esposizione al rischio di credito al 31 dicembre 2018 è rappresentato dal valore contabile dei crediti commerciali e delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti.

Nelle tabelle seguenti si indicano informazioni di natura qualitativa sui crediti verso la clientela per quanto concerne la distribuzione geografica e la tipologia di clientela.

DISTRIBUZIONE GEOGRAFICA			(€/milioni)
		31.12.2018	31.12.2017
Nazionali		1.088,9	1.166,9
Paesi dell'area euro		24,4	75,5
Altri paesi		76,4	23,5
TOTALE		1.189,7	1.265,9

TIPOLOGIA DI CLIENTELA		(€/milioni)
	31.12.2018	31.12.2017
Distributori	309,8	311,2
CSEA	114,0	95,3
Titolari di contratto di dispacciamento in immissione	200,8	195,9
Titolari di contratto di dispacciamento in prelievo (non distributori)	408,9	465,3
Titolari di contratto d'importazione virtuale e servizio di importazione virtuale (Interconnector e shipper)	13,7	13,2
Crediti diversi	142,5	185,0
TOTALE	1.189,7	1.265,9

Nella tabella sottostante si suddividono i crediti verso la clientela per classi di scaduto, con le relative svalutazioni.

			(€/milioni)
31.12.2018		31.12.2017
SVALUTAZIONE	LORDO	SVALUTAZIONE	LORDO
(0,4)	1.020,5	-	1.159,3
(0,1)	13,0	-	43,8
(0,4)	9,2	-	17,8
(43,0)	190,9	(44,1)	89,1
(43,9)	1.233,6	(44,1)	1.310,0

I movimenti del fondo svalutazione crediti commerciali nel corso dell'esercizio sono stati i seguenti.

		(€/milioni)
	31.12.2018	31.12.2017
Saldo al 1 gennaio*	(45,6)	(43,6)
Rilascio del fondo	2,5	0,9
Perdita di valore dell'esercizio	(0,8)	(1,4)
Saldo	(43,9)	(44,1)

* Modificato saldo di apertura al 1/01/2018 di 1,5 milioni di euro per effetto dell'applicazione del nuovo principio IFRS9.

Di seguito si illustra il valore delle garanzie rilasciate dagli operatori abilitati al mercato elettrico.

		(€/milioni)
	31.12.2018	31.12.2017
Dispacciamento in immissione	233,7	236,6
dispacciamento in prelievo	1.099,6	1.185,2
CTR distributori	305,0	302,4
Importazione virtuale	84,0	81,1
Saldo	1.722,3	1.805,3

Nell'ambito del Non Regolato le attività sono esposte al "rischio controparte", in particolare verso quei soggetti con i quali si concludono contratti attivi, in considerazione della credibilità e solvibilità delle parti in questione e dell'impatto che eventuali insolvenze possono avere sull'equilibrio finanziario del business. Il rischio controparte è mitigato tramite l'implementazione di apposite procedure di valutazione delle controparti che misurano aspetti economici-finanziari nonché reputazionali dei soggetti in questione.

Rischio di default e covenant sul debito

Tale rischio attiene alla possibilità che i contratti di finanziamento o i regolamenti dei prestiti obbligazionari, di cui la Capogruppo è parte, contengano disposizioni che legittimano le controparti a chiedere al debitore, al verificarsi di determinati eventi, l'immediato rimborso delle somme prestate, generando conseguentemente un rischio di liquidità. Con riferimento alle clausole contrattuali dei finanziamenti in essere al 31 dicembre 2018, si rimanda alla sezione "Finanziamenti e passività finanziarie" della Nota illustrativa del Gruppo Terna.

Contenziosi

Di seguito vengono illustrati i principali impegni e rischi non risultanti dallo Stato patrimoniale al 31 dicembre 2018, riferiti alla capogruppo Terna, alla controllata Terna Rete Italia S.p.A. e alle società del Gruppo Tamini, non sussistendo impegni e rischi rilevanti per le altre controllate a tale data.

Contenzioso in materia ambientale e urbanistica

Una parte del contenzioso in materia ambientale conseguente alla costruzione e all'esercizio degli impianti elettrici di competenza Terna, è costituito da azioni legali avverso i presunti effetti negativi dei campi elettrici e magnetici generati dagli elettrodotti. In linea generale, questo contenzioso coinvolge come parte necessaria la Capogruppo, proprietaria degli impianti in parola. Non può peraltro escludersi che i soggetti interessati possano convenire in giudizio anche la controllata Terna Rete Italia S.p.A., in relazione al fatto che l'elettromagnetismo generato dagli elettrodotti attiene non soltanto alla proprietà dell'impianto, ma anche al suo esercizio e alla quantità/qualità dell'energia elettrica che vi transita.

Sull'argomento è comunque da rilevare che l'emanazione del D.P.C.M. 8 luglio 2003, che ha fissato in concreto i valori dei tre parametri (limiti di esposizione, valori di attenzione ed obiettivi di qualità) previsti dalla Legge quadro n. 36 del 22 febbraio 2001, ai quali devono attenersi gli impianti elettrici, ha comportato una sensibile diminuzione del contenzioso pendente in materia. Pendono inoltre, nei confronti di Terna S.p.A., ulteriori vertenze in materia ambientale e urbanistica, non riferite ai campi elettromagnetici, ma connesse con l'esercizio di alcuni impianti di proprietà Terna, il cui esito sfavorevole potrebbe generare effetti immediati anche nei confronti di Terna Rete Italia S.p.A. (peraltro a oggi non prevedibili e quindi non compresi in sede di determinazione del "Fondo contenzioso e rischi diversi"), sia quale incaricata di Terna S.p.A. per la costruzione e sia quale incaricata per l'esercizio. Si fa riferimento in particolare all'eventualità che derivino per Terna Rete Italia S.p.A. degli oneri connessi alle modifiche degli impianti coinvolti in detti contenziosi e alla connessa temporanea indisponibilità degli stessi. L'esame dei contenziosi in parola compiuto da Terna S.p.A. e dai legali esterni da questa incaricati, fa peraltro ritenere come remota la possibilità di eventuali esiti negativi.

Contenzioso relativo alla legittimità delle autorizzazioni alla costruzione e all'esercizio degli impianti

Un'altra parte del contenzioso connesso con gli impianti di proprietà della Capogruppo, deriva dalla proposizione, dinanzi ai competenti Giudici Amministrativi, di azioni legali volte a ottenere l'annullamento dei provvedimenti che autorizzano la costruzione e l'esercizio degli impianti.

Contenzioso relativo alle attività affidate in concessione

La Capogruppo, quale concessionaria delle attività di trasmissione e dispacciamento dal 1 novembre 2005, è parte in alcuni giudizi, a carattere per lo più impugnatorio, di provvedimenti dell'ARERA - Autorità di Regolazione per Energia, Reti e Ambiente, e/o del Ministero dello Sviluppo Economico, e/o della stessa Terna e relativi a tali attività. Nei casi in cui i ricorrenti lamentano, oltre che vizi propri dei provvedimenti impugnati, anche la presunta violazione, da parte di Terna, delle regole dettate dalle predette Autorità, ovvero nei casi in cui il provvedimento abbia impatto su Terna, la Società si è costituita in giudizio. Nell'ambito di tale contenzioso, ancorché alcuni giudizi si siano conclusi, in primo e/o in secondo grado, con l'annullamento delle Delibere dell'ARERA e, ove applicabile, dei consequenziali provvedimenti di Terna, si possono ritenere come non probabili eventuali esiti negativi per la Società stessa, trattandosi normalmente di partite passanti.

Contenzioso relativo a contratti di fornitura

Tale contenzioso fa riferimento solo alle società del Gruppo Tamini, ed è relativo a contratti di fornitura stipulati tra le società del Gruppo Tamini ed i suoi clienti per la fornitura di trasformatori e/o componenti ad essi afferenti.

Detto contenzioso riguarda anche alcune azioni di risarcimento proposte nei confronti delle società, per presunti danni causati dai macchinari e/o dai componenti dalle stesse forniti.

In relazione a detti giudizi, non si possono a oggi escludere, in via assoluta, eventuali esiti sfavorevoli per i quali, se ritenuti probabili, è comunque stato rilevato apposito accantonamento al fondo rischi.

Si precisa inoltre che nel corso dei primi mesi del 2019, Terna ha avviato le necessarie azioni di responsabilità nei confronti di alcuni fornitori, in esito alle violazioni del divieto di intese restrittive della concorrenza di cui all'art. 101 del Trattato sul Funzionamento dell'Unione Europea, accertate nel 2014 dalla Commissione europea con decisione del 2 aprile 2014 C(2014) 2139 e integralmente confermata dal Tribunale di primo grado con sentenza del 18 luglio 2018, al fine di rimediare alle inefficienze ingenerate dai comportamenti illeciti perpetrati dai suddetti fornitori terzi.

F. Aggregazione di imprese

Acquisizione Avvenia The Energy Innovator S.r.l.

In data 15 febbraio 2018 Terna, tramite la sua controllata Terna Plus4 , ha firmato il closing dell'acquisizione del 70% di Avvenia The Energy Innovator S.r.l., una NewCo in cui sono confluiti i principali asset di Avvenia, società leader nel settore dell'efficienza energetica certificata come Energy Service Company (ESCo). Avvenia è una "ESCo", nata nel 2001 ad Albano Laziale. La Società occupa una posizione di leader nel mercato dell'efficienza energetica per l'alta specializzazione e trasversalità settoriale dei contratti e clienti con cui interagisce. Il principale scopo della Società è il miglioramento degli assetti energetici e industriali dei clienti con cui collabora, facendo leva su una rete di professionisti (ingegneri ed architetti) con esperienza nel settore, che permette ai clienti di raggiungere efficienza produttiva e a livello di consumi energetici.

La consistenza finale del personale dipendente della Società al 31 dicembre 2018 è pari a 16 unità. Tale operazione rientra nell'attività di individuazione e implementazione di nuove opportunità commerciali per servizi e interventi in materia di efficienza energetica, al fine di rafforzare ulteriormente il ruolo di Terna Plus, quale fornitore di servizi energetici integrati a 360 gradi e di arricchire l'offerta di soluzioni innovative come Energy Solution Provider, in linea con quanto previsto dal Piano Strategico per il Non Regolato del Gruppo.

La società è stata acquisita da Terna, per un importo pari a 7 milioni di euro, di cui l'80% è stato corrisposto alla data di riferimento, mentre il restante 20% sarà dovuto da Terna sulla base del bilancio della NewCo chiuso al 31 dicembre 2018, sottoposto a un meccanismo di aggiustamento basato su obiettivi di performance della Società. A riguardo si evidenzia che nella valorizzazione del prezzo di acquisizione si è già tenuto conto della restante quota di corrispettivo dovuta, in quanto la controllata ha già raggiunto alla data di acquisizione i predetti obiettivi di performance.

Il contratto di compravendita prevede anche un'opzione call sulla restante parte, pari al 30% delle quote azionarie della NewCo, esercitabile entro 24 mesi dalla data di cessione della prima quota.

La tabella sottostante sintetizza il corrispettivo pagato per l'acquisizione di Avvenia The Energy Innovator S.r.l. e l'ammontare delle attività acquisite e le passività assunte rilevate alla data di acquisizione:

⁴ Il 2 agosto 2018 è divenuta efficace la scissione parziale di Terna Plus S.r.l. (controllata al 100% della capogruppo Terna S.p.A.) in favore di una beneficiaria di nuova costituzione denominata Terna Energy Solutions S.r.l.. Con l'operazione di scissione è stata trasferita alla società TES anche la partecipazione di Avvenia The Energy Innovator S.r.l..

IMPORTO DELLE ATTIVITÀ ACQUISITE E DELLE PASSIVITÀ ASSUNTE AL 15.02.2018

	(€/migliaia)
	FAIR VALUE
ATTIVO
Immobilizzazioni
Immobili, impianti e macchinari	96,5
Attività immateriali	17.493,8
Totale Immobilizzazioni	17.590,3
Attivo corrente
Crediti commerciali	607,8
Altre attività	2.605
Liquidità	564,3
Totale Attivo Circolante	3.777,0
TOTALE ATTIVO	21.367,3
PASSIVO
Passività non correnti
Benefici ai dipendenti	75,7
Passività per imposte differite	5.013,1
Totale Passività non correnti	5.088,8
Passività correnti
Debiti commerciali	1,0
Altre passività	2,5
Totale Passività correnti	3,5
TOTALE PASSIVO	5.092,3
ATTIVITÀ NETTE ACQUISITE	16.275,0
Patrimonio netto di terzi	4.882,5
CORRISPETTIVO	8.400,0

A seguito della definizione dell'accounting dell'acquisizione ai sensi dell'IFRS 3 l'importo del corrispettivo atteso è risultato inferiore rispetto al valore delle attività nette alla data di acquisizione scontato il patrimonio netto di terzi, determinando l'emersione di un utile da acquisto a prezzi favorevoli per 3,0 milioni di euro.

G. Rapporti con parti correlate

Le operazioni con parti correlate compiute da Terna nell'esercizio, tenuto conto dell'esistenza di una situazione di controllo di fatto accertata nel 2007 da parte di Cassa Depositi e Prestiti S.p.A., sono rappresentate oltre che dai rapporti con le società collegate (Cesi S.p.A., Coreso S.A. e CGES) e con i fondi pensione per i dipendenti (Fondenel e Fopen), anche dai rapporti intrattenuti con la stessa Cassa Depositi e Prestiti, con CDP Reti S.p.A. nonché con le società direttamente o indirettamente dal Ministero dell'Economia e delle Finanze.

Dal momento che le società del Gruppo Terna e le suddette società controllate direttamente o indirettamente dal Ministero dell'Economia e delle Finanze ricadono nella definizione di "government-related entities" dello IAS 24 - Informativa di bilancio sulle operazioni con parti correlate, il Gruppo adotta l'esenzione parziale prevista dal medesimo principio - dai requisiti di informativa previsti per i rapporti con altre società sottoposte a controllo, collegamento o controllo congiunto dello stesso ente governativo; in particolare nel seguito della presente sezione sono riportate le indicazioni qualitative e quantitative dei rapporti con le government-related entities che hanno un significativo impatto sul risultato del Gruppo; in tale ambito non sono rappresentati gli importi relativi alle cosiddette "partite passanti".

Le operazioni effettuate con parti correlate nel corso dell'esercizio 2018 sono rappresentate sostanzialmente da prestazioni facenti parte della ordinaria gestione e regolate a condizioni di mercato.

Di seguito vengono indicati la natura delle operazioni attive e passive intrattenute dal Gruppo Terna con le parti correlate e, a seguire, i rispettivi ricavi e costi consuntivati nell'esercizio, nonché i rispettivi crediti e debiti in essere al 31 dicembre 2018.

PARTE CORRELATA	OPERAZIONI ATTIVE	OPERAZIONI PASSIVE
Controllante
Cassa Depositi e Prestiti S.p.A.		Linea di credito.
Società collegate
Cesi S.p.A.	Locazioni attive di laboratori ed altre strutture similari per usi specifici, dividendi.	Studi e Servizi di consulenza tecnica, ricerca, progettazione e sperimentazione.
CORESO S.A.		Servizi di coordinamento tecnico TSO.
CGES	Dividendi.
Altre società correlate
Gruppo GSE	Componente MIS, corrispettivo dispacciamento.	Locazione spazi e postazioni.
Gruppo Enel	Corrispettivo CTR e aggregazione misure, corrispettivo dispacciamento, locazioni e affitti, manutenzione linee, interventi per spostamenti/varianti linee, housing fibra ottica e manutenzione onde convogliate su linee elettriche di proprietà.	Restituzione sconto energia elettrica, servizi edificio, fornitura alimentazione MT a nuove stazioni, servizi specialistici per la connessione ai sistemi di controllo e difesa di Terna.
Gruppo Ferrovie	Corrispettivo dispacciamento, interventi per spostamenti linee.	Canoni di attraversamento.
Gruppo ENI	Corrispettivo dispacciamento.	Contributi per connessioni RTN, servizi vari.
Snam Rete Gas S.p.A.	Interventi per spostamenti/varianti linee.
ANAS S.p.A.	Interventi per spostamenti/varianti linee.	Canoni di attraversamento.
Fondenel e Fopen		Contributi previdenziali a carico del Gruppo Terna.
Altre correlate MEF		Contributi per connessioni RTN.

RAPPORTI ECONOMICI (€/milioni)
	COMPONENTI POSITIVI DI REDDITO	COMPONENTI
	CTR E ALTRE PARTITE ENERGIA A MARGINE	PARTITE NON ENERGIA	NEGATIVE DI REDDITO
Controllante di fatto
Cassa Depositi e Prestiti S.p.A.	-	-	3,1
Totale controllante di fatto	-	-	3,1
Società collegate:
Cesi S.p.A.	-	0,2	2,4
CORESO S.A.	-	-	1,6
Totale società collegate	-	0,2	4,0
Altre società correlate:
Gruppo GSE	19,0	-	0,1
Gruppo Enel	1.564,1	21,5	2,6
Gruppo Eni	6,8	4,2	0,4
Gruppo Ferrovie	2,4	0,9	12,4
Anas S.p.A.	-	-	0,3
Sace S.p.A.		-	0,2
Gruppo Poste Italiane	-	-	0,1
Snam Rete Gas S.p.A.	-	0,2	-
Altre correlate MEF	-	0,4	-
Totale altre società correlate	1.592,3	27,2	16,1
Fondi pensione:
Fondenel	-	-	0,5
Fopen	-	-	2,3
Totale fondi pensione	-	-	2,8
TOTALE	1.592,3	27,4	26,0

RAPPORTI PATRIMONIALI (€/milioni)

IMMOBILI, IMPIANTI E MACCHINARI CREDITI ED ALTRE ATTIVITÀ DEBITI ED ALTRE PASSIVITÀ DISPONIBILITÀ LIQUIDE GARANZIE* COSTI CAPITALIZZATI ALTRI FINANZIARI ALTRI FINANZIARI Controllante di fatto Cassa Depositi e Prestiti S.p.A. - - - 500,5 - - Totale controllante di fatto - - - - 500,5 - - Società collegate: Cesi S.p.A. 10,3 0,3 - 8,1 - - 1,2 CORESO SA - - - 0,1 - - - CGES - 3,3 - - - - - Totale società collegate 10,3 3,6 - 8,2 - - 1,2 Altre società correlate: Gruppo GSE - 3,1 - 0,1 - - - Gruppo Enel 13,0 402,1 - 30,7 - - 586,8 Gruppo Eni - 3,3 - 1,9 - - 32,8 Gruppo Ferrovie 0,1 0,5 - 23,6 - - 24,6 ANAS S.p.A. 3,4 0,1 - 1,5 - - - Snam Rete Gas S.p.A. - 0,1 - 0,7 - - - Ansaldo Energia S.p.A. 13,8 - - 12,7 - - - Altre correlate MEF 0,3 0,2 - - - 0,1 - Totale altre società correlate 30,6 409,4 - 71,2 - 0,1 644,2 Fondi pensione: Fopen - - - 2,0 - - - Totale fondi pensione - - - 2,0 - - - TOTALE 40,9 413,0 - 81,4 500,5 0,1 645,4

* Le garanzie si riferiscono alle fideiussioni ricevute sui contratti passivi stipulati.

H. Eventi e operazioni significative non ricorrenti, operazioni atipiche o inusuali

Nel corso dell'esercizio 2018, a eccezione delle fattispecie commentate in precedenza, non sono state poste in essere operazioni significative non ricorrenti, atipiche o inusuali né con terzi né con parti correlate.

I. Note esplicative al Rendiconto finanziario

La liquidità generata dalla gestione corrente nell'esercizio è pari a 1.306,6 milioni di euro attribuibili per circa 1.683,9 milioni di euro all'attività operativa (autofinanziamento) e per circa -377,3 milioni di euro alla liquidità assorbita dalla gestione del capitale circolante netto.

L'attività di investimento ha assorbito risorse finanziarie per 1.036,9 milioni di euro e si riferisce in particolare per 992,5 milioni di euro a investimenti in immobili, impianti e macchinari, per 56,4 milioni di euro a investimenti in attività immateriali, per 15,1 milioni di euro a oneri finanziari capitalizzati, nonché all'apporto derivante dall'acquisizione della società Avvenia The Energy Innovator S.r.l. pari a 17,6 milioni di euro.

La variazione netta del patrimonio netto presenta un decremento pari a 449,7 milioni di euro dovuto principalmente all'erogazione del saldo dividendo 2017 (292,9 milioni di euro) e dell'acconto sul dividendo 2018 (158,2 milioni di euro) e all'apporto al patrimonio netto di terzi derivante dall'acquisizione di Avvenia (+4,9 milioni di euro).

Pertanto, le risorse finanziarie necessarie per l'attività d'investimento e la remunerazione del capitale proprio nell'esercizio hanno determinato un fabbisogno netto pari a 1.486,6 milioni di euro, per la gran parte coperto dalla liquidità generata dalla gestione corrente 1.306,6 milioni di euro e per la restante parte mediante utilizzo di disponibilità liquide.

L'indebitamento finanziario netto nel corso dell'esercizio è aumentato di 103 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente.

Si fornisce nel seguito un prospetto per la riconciliazione delle variazioni nette derivanti dalle attività di finanziamento del Rendiconto finanziario:

				(€/milioni)
	31.12.2017	FINANCING CASH FLOWS	DELTA FV E ALTRO	31.12.2018
- Finanziamenti a lungo termine (inclusa quota corrente)	9.555,9	14,2	(111,9)	9.458,2
- Finanziamenti a breve termine	118,0	(93,0)	-	25,0
- Attività finanziarie correnti - Titoli di Stato	-	(401,5)	(1,1)	(402,6)
VARIAZIONE NETTE DA ATTIVITÀ DI FINANZIAMENTO	9.673,9	(480,3)	(113,0)	9.080,6

L. Erogazioni pubbliche

La legge 4 agosto 2017, n. 124 (legge annuale per il mercato e la concorrenza) ha introdotto all'articolo 1, commi da 125 a 129, alcune misure finalizzate ad assicurare la trasparenza nel sistema delle erogazioni pubbliche, che, in particolare, richiedono di rendicontare nel Bilancio annuale delle società soggette all'obbligo, l'ammontare delle erogazioni pubbliche ricevute (comma 125) e effettuate (comma 126). In coerenza con la circolare n. 5 del 22/2/2019 " Trasparenza nel sistema delle erogazioni pubbliche: analisi della disciplina e orientamenti interpretativi" pubblicata da Assonime del mese di febbraio 2019, i principali criteri e modalità di rendicontazione delle erogazioni pubbliche adottate dal Gruppo Terna sono di seguito sintetizzati:

• la disciplina si applica solo ai soggetti residenti in Italia;
• le erogazioni hanno carattere di liberalità o donazione, e rappresentano incentivi o agevolazioni volte a conferire al beneficiario un riconosciuto vantaggio economico; si tratta pertanto di erogazioni a titolo di donazione o liberalità e di aiuti pubblici ad hoc concessi non sulla base di un regime generale di aiuti;
• le risorse pubbliche sono esclusivamente "nazionali";
• le erogazioni sono rendicontate secondo il criterio della cassa e per importo non inferiore a 10.000 euro (con riferimento al singolo beneficiario) nel periodo considerato.

In linea a quanto sopra esposto, di seguito le erogazioni pubbliche incassate/disposte dal Gruppo nell'anno 2018:

EROGAZIONI RICEVUTE (COMMA 125)

		ENTE CONCEDENTE
ENTE BENEFICIARIO	DENOMINAZIONE / RAGIONE SOCIALE	CODICE FISCALE	PARTITA IVA	TIPOLOGIA DI OPERAZIONE	IMPORTO IN EURO	NOTE
TERNA S.p.A.	Ministero dello Sviluppo Economico	80230390587	80230390587	Aiuti di Stato*		47.053.290,76 Anticipazione di contributi concessi su progetti di Terna S.p.A. finanziati con contributi pubblici a valere sulle risorse del Programma Operativo Nazionale (PON) Imprese & Competitività 2014 - 2020 FESR - ASSE IV - Priorità di investimento 4d - Azione 4.3.1
TERNA S.p.A.	Regione Sicilia	80012000826	02711070827	Aiuti di Stato*		14.499.449,49 Anticipazione di contributi concessi su progetti di Terna S.p.A. finanziati con contributi pubblici a valere sulle risorse del Programma Operativo Regionale (POR) FESR Sicilia 2014 - 2020 - OT4 - Azione 4.3.1
TOTALE					61.552.740,25

*Rientrano nell'obbligo di pubblicazione nel Registro nazionale degli aiuti di Stato

EROGAZIONI EFFETTUATE (COMMA 126)

		BENEFICIARIO
ENTE EROGANTE	DENOMINAZIONE / RAGIONE SOCIALE	CODICE FISCALE	PARTITA IVA	TIPOLOGIA DI OPERAZIONE	IMPORTO IN EURO	NOTE
TERNA S.p.A.	Istituto Nazionale per l'Assicurazione contro gli Infortuni sul Lavoro		00968951004	Liberalità		12.000 I ediz. Master Biennale in "Gestione Integrata di Sicurezza e Salute nell'Evoluzione del Mondo del Lavoro"
TERNA S.p.A.	Fondazione Bambino Gesù Onlus	97531780589		Liberalità		40.000 Sostegno economico all'accoglienza abitativa per le famiglie dei bambini
TOTALE					52.000

M. Fatti di rilievo successivi alla chiusura dell'esercizio

Revisione della configurazione zonale Brindisi, Foggia e Priolo

Dal 1 gennaio 2019 è in vigore la nuova struttura zonale che, prevede l'accorpamento dei poli di produzione limitata di Brindisi, Foggia e Priolo nelle zone limitrofe (rispettivamente Sud e Sicilia), nonché lo spostamento del nodo di Gissi dalla zona Sud alla zona Centro Sud. Tale modifica è stata apportata in ottemperanza al Regolamento Europeo "CACM", a cui devono conformarsi tutte le autorità di regolazione e tutti i gestori di rete (TSO) degli Stati membri dell'Unione Europea. In particolare, le modifiche apportate hanno come scopo l'esercizio in sicurezza della rete di trasmissione nonché l'efficientamento e l'economicità del Mercato Elettrico. L'ARERA, con la deliberazione 386/2018/R/eel, ha approvato la proposta di revisione della configurazione zonale presentata da Terna a valle del processo di revisione condotto nel 2018 ai sensi del Regolamento Europeo CACM e della Deliberazione ARERA 22/18/R/eel.

Emissione obbligazionaria "Private Placement" green

In data 10 gennaio 2019 Terna S.p.A. ha lanciato un'emissione obbligazionaria green in Euro, a tasso fisso, nella forma di private placement per un totale di 250 milioni di Euro, a cui è stato attribuito un rating "BBB+" da Standard and Poor's, "(P)Baa2" da Moody's e "BBB+" da Fitch. I proventi netti dell'emissione saranno utilizzati per finanziare i c.d. eligible green projects della Società, confermando la strategia di Terna orientata a coniugare sostenibilità e crescita, per favorire la transizione energetica in atto e generare sempre maggiori benefici per il Paese e tutti gli stakeholders.

Bloomberg Gender Equality Index

In data 16 gennaio 2019 Terna, è stata inclusa per la prima volta nel Bloomberg Gender Equality Index (GEI), indice internazionale che misura le performance aziendali sui temi della parità di genere e la qualità e la trasparenza nella loro rendicontazione pubblica, aspetto decisivo ai fini della valutazione complessiva. Per il 2019 Bloomberg ha analizzato oltre 9 mila aziende quotate sui principali mercati finanziari mondiali, includendone nell'indice GEI solo 230 - sono tre, complessivamente, quelle italiane - appartenenti a 36 paesi e rappresentative di 10 diversi settori (tra cui energia, industria, utility, finanza).

Regione del Veneto e Terna: Piano di investimenti

In data 21 gennaio 2019, il Governatore della Regione del Veneto, Luca Zaia, e l'Amministratore delegato di Terna, Luigi Ferraris, hanno firmato un accordo di programma per interventi straordinari per la sicurezza del sistema elettrico e lo sviluppo del territorio regionale, volto a favorire la promozione dello sviluppo sostenibile del Veneto e il rilancio economico e sociale delle aree colpite dagli eccezionali eventi atmosferici del novembre 2018 attraverso la ricostruzione e lo sviluppo delle infrastrutture elettriche regionali. In tal senso, la Regione del Veneto e Terna si impegneranno ad adottare le più avanzate modalità di collaborazione, che prevedono una stretta e piena partecipazione delle Amministrazioni locali e della popolazione nella definizione delle azioni e degli interventi necessari sui vari territori. L'Accordo prevede un ingente ammontare di investimenti per la realizzazione di interventi cruciali sulla rete elettrica del Veneto, di cui il più significativo è il progetto di razionalizzazione tra Venezia e Padova per un impegno di oltre 400 milioni di euro.

Nomina per cooptazione di un nuovo consigliere

In data 15 febbraio 2019, il Consiglio di Amministrazione di Terna S.p.A., a seguito delle dimissioni di Stefano Saglia, ha cooptato come nuovo Consigliere non esecutivo Paolo Calcagnini, (Chief Financial Officer di Cassa Depositi e Prestiti S.p.A.), accogliendo l'invito formulato dal Gruppo Cassa Depositi e Prestiti che, con lettera del 6 febbraio 2019, ha sottoposto la relativa candidatura alla sua opportuna e autonoma valutazione.

Costituzione PI.SA. 2 S.r.l.

In data 15 febbraio 2019, è stata costituita la società PI.SA. 2 S.r.l., interamente partecipata da Terna S.p.A., avente come oggetto sociale la progettazione, realizzazione, gestione, sviluppo, esercizio e manutenzione, anche per conto terzi, di linee e di strutture a rete e di altre infrastrutture a tali reti connesse, di impianti e apparecchiature funzionali alle attività nel settore della trasmissione dell'energia elettrica; occuparsi di ricerca, consulenza ed assistenza sulle questioni relative al core business; condurre qualunque altra attività che consenta una migliore utilizzazione e valorizzazione delle reti, strutture, risorse e competenze impiegate.

Terna per la rete elettrica di Genova

In data 18 febbraio 2019, nell'ambito del piano di razionalizzazione della rete elettrica della Città di Genova, Terna ha concluso i lavori di posa degli elettrodotti in cavo 132 kV C.P.Fiera - C.P. Centro e Genova T.- C.P. Fiera. Gli interventi sono necessari per favorire l'incremento delle attività portuali, grazie all'ammodernamento della rete locale, e per realizzare opere strategiche per lo sviluppo e la riqualificazione urbana della città di Genova. duramente colpita dal crollo del Ponte Morandi dello scorso agosto.

Nuova linea elettrica in Brasile per lo sviluppo delle fonti rinnovabili

In data 19 febbraio 2019 è stata inaugurata una nuova linea elettrica in alta tensione lunga 158 km nello Stato di Rio Grande do Sul che consentirà di integrare pienamente nella rete brasiliana grandi quantitativi di energia prodotta da fonti rinnovabili, in particolare eolica. Terna, tramite la sua controllata Santa Maria Transmissora de Energia, ha messo in esercizio il nuovo elettrodotto a 230 kV "Santa Maria 3 - Santo Angelo 2" nel sudest del Brasile, considerato di prioritaria importanza per lo stato di Rio Grande do Sul poiché permette di integrare nella rete di trasmissione nazionale l'energia generata dagli impianti eolici presenti nel sud del Brasile. Con oltre l'80% dell'elettricità proveniente da fonti pulite e con l'eolico cresciuto del 20% solo nell'ultimo anno, il Brasile rappresenta attualmente il più grande mercato energetico dell'America Latina e tra i primi cinque al mondo per potenzialità di sviluppo.

Riassetto Laguna Veneta

In data 21 febbraio 2019 entra in esercizio il cavo interrato e sottomarino a 132 kV C.P. Sacca Serenella - C.P. Cavallino insieme ad altri interventi come l'avvio della demolizione dell'elettrodotto aereo Fusina 2 - Sacca Fisola per un totale di 6,5 Km e 24 sostegni elettrici eliminati, gran parte dei quali insiste attualmente nell'area lagunare, al fine di garantire maggiore efficienza e sicurezza della rete elettrica della Laguna di Venezia.

Il Gruppo Terna ha inoltre avviato lavori propedeutici alla demolizione di un tratto della linea Villabona - Fusina 2 nella parte interferente con il Vallone Moranzani. Una volta conclusa la rimozione dei conduttori elettrici sarà possibile avviare lo smantellamento di circa 2 Km di elettrodotti e 9 sostegni. L'intervento consentirà anche la demolizione di ulteriori 3,6 Km di linee per un totale di 15 tralicci che interessano l'abitato di Malcontenta e l'area del porto Venice Ro - Ro.

Riassetto rete elettrica tra Rimini - Riccione

In data 27 febbraio 2019 è stato presentato il progetto di riassetto della rete nell'area di Rimini, finalizzato a rendere più sicuro ed efficiente il sistema elettrico dell'area, soprattutto durante la stagione estiva, durante la quale i consumi elettrici aumentano in modo considerevole, con conseguente rischio di disservizi. Sono 8, complessivamente, i comuni interessati dall'ampio piano di interventi: Rimini, Riccione, Coriano, Sant'Arcangelo di Romagna, San Mauro Pascoli, Savignano sul Rubicone, Gatteo e Gambettola.

A Rimini gli interventi prevedono 84 tralicci e circa 21 km di linee demolite, a fronte di circa 9 km di nuovo cavo interrato e due nuovi sostegni: il centro abitato potrà beneficiare di ampie superfici di territorio liberato da vecchie infrastrutture e, in particolare, due plessi scolastici, le scuole elementari "Padulli" e "Rodari", che si trovano proprio nell'area interessata dal riassetto della rete elettrica.

Operazione Mato Grosso

In data 27 febbraio 2019, è stato sottoscritto un'Accordo Implementativo tra la Parrocchia di Chacas, e Terna Plus S.r.l., per la costruzione di oltre 16 km di linea elettrica in alta tensione costruiti a un'altitudine record di 4.100 metri sulle Ande che consentiranno di collegare alla rete nazionale peruviana la centrale idroelettrica di Huallin, paese situato 500 km a Nord dalla capitale Lima, incrementando in modo significativo la produzione e il trasporto di energia rinnovabile a beneficio sia della comunità locale sia di tutte le altre popolazioni disagiate supportate dall'Operazione Mato Grosso.

Per il Gruppo Terna l'Accordo rientra nel più ampio ambito dello sviluppo dei progetti di 'business solidale' e delle attività di volontariato promosse già da diversi anni per il benessere delle popolazioni più disagiate dei territori in cui opera, anche attraverso il sostegno alle organizzazioni volontarie e no profit in interventi di beneficenza e solidarietà sociale sempre in ottica di sostenibilità ambientale.

Snam e Terna: collaborazione per attività di ricerca e innovazione e convergenze elettricità-gas

In data, 1 marzo 2019, Snam e Terna hanno sottoscritto un memorandum of understanding per definire e realizzare iniziative comuni, in particolare su ricerca, sviluppo e innovazione e sulle possibili convergenze tra sistema elettrico e sistema gas.

Le aree di attività oggetto dell'accordo riguardano lo sviluppo di scenari energetici condivisi nazionali ed europei per la valorizzazione delle convergenze tra sistema gas e sistema elettrico nell'ambito del progetto di Snam di conversione dei propri impianti di compressione e stoccaggio in "dual energy" gas-elettrico, con significativi benefici in termini di accresciuta flessibilità dei servizi resi e di riduzione di impatto ambientale.

Inoltre, particolare importanza avranno le iniziative di ricerca e sviluppo, con particolare riferimento all'utilizzo delle fonti rinnovabili programmabili per la generazione elettrica nonché alle nuove tecnologie di sector coupling, mirate a un sempre migliore utilizzo delle risorse, oltre che alla sperimentazione e lo sviluppo di soluzioni tecnologiche innovative per l'analisi e il monitoraggio delle infrastrutture, l'analisi idrogeologica dei territori, il monitoraggio dei cantieri, l'ottimizzazione congiunta delle reti elettriche e gas.

Riassetto rete elettrica tra Catanzaro e Calusia

In data, 4 marzo 2019, mediante 3 appuntamenti aperti ai cittadini in provincia di Catanzaro e Crotone i Terna informerà dell'area individuata per la realizzazione di una nuova linea elettrica a 150 kV che interesserà i territori dei Comuni di Catanzaro, Soveria Simeri, Simeri Crichi, Zagarise, Sellia Marina, Belcastro, Andali, Cerva, Petronà, Sersale Cropani, Mesoraca, Cotronei, Petilia Policastro e Caccuri. L'intervento è finalizzato a garantire maggiore stabilità e affidabilità del sistema elettrico dell'area, a migliorare la qualità del servizio e l'efficienza della rete e a favorire l'incremento della produzione rinnovabile.

La linea a 150 kV che partendo dalla Stazione Elettrica di Catanzaro si collegherà alla Stazione Elettrica di Calusia, raccordandosi alla stazione di Belcastro e alla Cabina Primaria di Mesoraca, una volta realizzata, consentirà la demolizione di circa 90 km di linee aeree.

Nuove composizioni dei comitati endoconsiliari

In data 21 marzo 2019, il Consiglio di Amministrazione ha modificato la composizione dei comitati endoconsiliari, al fine di continuare a garantire l'adesione alle raccomandazioni del Codice di Autodisciplina ed essere allineato alle migliori pratiche di governance. Gabriella Porcelli ha assunto la presidenza del Comitato per le Nomine del quale continuano a far parte Fabio Corsico e Yunpeng He. Il Comitato Controllo e Rischi, Corporate Governance e Sostenibilità - la cui presidenza è stata affidata a Luca Dal Fabbro già dallo scorso 9 novembre 2018 - continua a vedere la presenza di Paola Giannotti e di Elena Vasco. Quest'ultima è stata invece nominata componente del Comitato per la Remunerazione, che mantiene inalterata la presenza di Fabio Corsico (in qualità di Presidente) e di Gabriella Porcelli. Paola Giannotti è stata, infine, nominata Presidente del Comitato Parti Correlate, del quale continuano a far parte Luca Dal Fabbro e Gabriella Porcelli.

Emissione obbligazionaria green

Il 3 aprile 2019 TERNA S.p.A. ha lanciato un'emissione obbligazionaria green in Euro destinata a investitori istituzionali. L'emissione è stata realizzata nell'ambito del proprio Programma Euro Medium Term Notes (EMTN) da Euro 8.000.000.000, a cui è stato attribuito un rating "BBB+" da Standard and Poor's, "(P) Baa2" da Moody's e "BBB+" da Fitch e ammonta a 500 milioni di Euro. Il green bond ha una durata pari a 7 anni e scadenza in data 10 aprile 2026, pagherà una cedola pari all'1,000%, sarà emesso a un prezzo pari a 99,886%, con uno spread di 78 punti base rispetto al midswap e uno spread indicativo più basso di circa 100 bps rispetto al Btp di pari durata. Il costo effettivo per Terna dell'emissione risulta, quindi, pari a 1,02% rispetto a un costo medio complessivo del debito consolidato di Piano pari all'1,6%. I proventi netti dell'emissione saranno utilizzati per finanziare i c.d. eligible green projects della società.

Informazioni

ai sensi dell'art. 149-duodecies del Regolamento Emittenti CONSOB

Il seguente prospetto, redatto ai sensi dell'art. 149-duodecies del Regolamento Emittenti CONSOB, evidenzia i corrispettivi di competenza dell'esercizio 2018 per i servizi di revisione e per quelli diversi, resi dalle società di revisione al Gruppo Terna.

		(€)
	SOGGETTO CHE HA EROGATO IL SERVIZIO	CORRISPETTIVI DI COMPETENZA DELL'ESERCIZIO
Revisione contabile	PwC	797.397
Servizi di attestazione e Altri	PwC	160.613
TOTALE		958.010

Attestazione

del Bilancio consolidato ai sensi dell'art. 81-ter del Regolamento CONSOB n. 11971 del 14 maggio 1999 e successive modifiche e integrazioni

-

-

BASSA

Relazione

della società di revisione indipendente ai sensi dell'articolo 14 del D. Lgs. 27 gennaio 2010, n. 39 e dell'articolo 10 del Regolamento (UE) 537/2014 - Bilancio consolidato al 31 dicembre 2018

Relazione della società di revisione indipendente

ai sensi dell'articolo 14 del DLgs 27 gennaio 2010, n° 39 e dell'articolo 10 del Regolamento (UE) 537/2014

Agli azionisti di Terna SpA

Relazione sulla revisione contabile del bilancio consolidato

Giudizio

Abbiamo svolto la revisione contabile del bilancio consolidato di Terna SpA e sue controllate (il gruppo Terna), costituito dalla situazione patrimoniale-finanziaria al 31 dicembre 2018, dal conto economico, dal conto economico complessivo, dal prospetto delle variazioni del patrimonio netto, dal rendiconto finanziario per l'esercizio chiuso a tale data e dalle note al bilancio che includono anche la sintesi dei più significativi principi contabili applicati.

A nostro giudizio, il bilancio consolidato fornisce una rappresentazione veritiera e corretta della situazione patrimoniale e finanziaria del gruppo Terna al 31 dicembre 2018, del risultato economico e dei flussi di cassa per l'esercizio chiuso a tale data in conformità agli International Financial Reporting Standards adottati dall'Unione Europea nonché ai provvedimenti emanati in attuazione dell'articolo 9 del DLgs n° 38/05.

Elementi alla base del giudizio

Abbiamo svolto la revisione contabile in conformità ai principi di revisione internazionali (ISA Italia). Le nostre responsabilità ai sensi di tali principi sono ulteriormente descritte nella sezione "Responsabilità della società di revisione per la revisione contabile del bilancio consolidato" della presente relazione. Siamo indipendenti rispetto a Terna SpA (la Società) in conformità alle norme e ai principi in materia di etica e di indipendenza applicabili nell'ordinamento italiano alla revisione contabile del bilancio. Riteniamo di aver acquisito elementi probativi sufficienti e appropriati su cui basare il nostro giudizio.

Aspetti chiave della revisione contabile

Gli aspetti chiave della revisione contabile sono quegli aspetti che, secondo il nostro giudizio professionale, sono stati maggiormente significativi nell'ambito della revisione contabile del bilancio consolidato dell'esercizio in esame. Tali aspetti sono stati da noi affrontati nell'ambito della revisione contabile e nella formazione del nostro giudizio sul bilancio consolidato nel suo complesso; pertanto su tali aspetti non esprimiamo un giudizio separato.

Aspetti chiave Procedure di revisione in risposta agli aspetti chiave

Capitalizzazione dei costi relativi agli investimenti per la gestione e lo sviluppo della rete

Sezione D – Informazioni sul prospetto della Situazione patrimoniale-finanziaria consolidata – Nota 12 Immobili, impianti e macchinari e Nota 14 Attività immateriali

Le capitalizzazioni dell'esercizio relative a immobilizzazioni materiali e immateriali ammontano complessivamente a Euro 1.091 milioni e sono prevalentemente riferibili agli investimenti per la gestione e lo sviluppo della rete di trasmissione.

I ricavi derivanti dalle attività di trasmissione e dispacciamento (attività regolate) sono calcolati annualmente, in accordo con la regolazione tariffaria vigente, determinata sulla base della remunerazione prefissata degli investimenti realizzati, degli ammortamenti e dei costi operativi riconosciuti.

La capitalizzazione dei costi relativi agli investimenti per la gestione e lo sviluppo della rete ha pertanto rappresentato un aspetto chiave nell'ambito della revisione del bilancio consolidato, anche alla luce della significatività e del numero elevato di transazioni.

Ricavi da attività non regolate

Sezione B – Informazioni sul conto economico consolidato – Nota 1 Ricavi delle vendite e prestazioni e Nota 2 Altri ricavi e proventi e Sezione C – Settori operativi

I ricavi totali pari a Euro 2.319 milioni includono ricavi da attività non regolate per Euro 195 milioni pari a circa l'8,4% dei ricavi totali del gruppo.

Le attività non regolate consistono principalmente nello sviluppo, produzione e vendita di trasformatori elettrici, in servizi vari a favore di terzi e nella realizzazione di parte delle interconnessioni con l'estero, con casistiche eterogenee e con grado di complessità anche elevato legato alle peculiarità delle attività svolte.

Pertanto, il riconoscimento dei ricavi da attività non regolate ha rappresentato un aspetto chiave nell'ambito della revisione del bilancio consolidato. Abbiamo condotto attività volte alla comprensione e valutazione del sistema di controllo interno relativo al ciclo investimenti, con particolare riferimento all'identificazione dei controlli rilevanti e alla verifica della loro efficacia operativa.

Abbiamo valutato la conformità delle capitalizzazioni dei costi con i principi contabili internazionali.

Abbiamo inoltre svolto procedure di validità analizzando, su base campionaria, la documentazione a supporto dei costi capitalizzati per verificare che questi fossero accurati, completi nonché afferenti all'esercizio di competenza.

Le nostre verifiche hanno ricompreso l'analisi delle note al bilancio per verificare l'adeguatezza e la completezza dell'informativa.

Abbiamo effettuato, per i principali flussi di ricavo da attività non regolate, la comprensione e la valutazione dei controlli rilevanti implementati dal gruppo.

Abbiamo verificato il corretto riconoscimento dei ricavi da attività non regolate attraverso procedure di validità tra cui analisi, su base campionaria, della documentazione di supporto, prestando attenzione alle clausole contrattuali che regolano la competenza temporale dei ricavi anche in considerazione dei requisiti previsti dall'introduzione del nuovo principio contabile internazionale IFRS 15 "Revenue from Contracts with Customers".

Aspetti chiave	Procedure di revisione in risposta agli aspetti chiave
	Le nostre verifiche hanno ricompreso l'analisi delle note al bilancio per verificare l'adeguatezza e la completezza dell'informativa.
Strumenti finanziari derivati Sezione D – Informazioni sul prospetto della Situazione patrimoniale-finanziaria consolidata – Nota 24 Finanziamenti e passività finanziarie e Sezione E – Impegni e rischi
L'ammontare dei finanziamenti passivi in essere è pari a Euro 9.483 milioni nel bilancio consolidato al 31 dicembre 2018.	Abbiamo effettuato la comprensione e la valutazione del sistema di controllo interno relativo al processo di misurazione degli strumenti finanziari derivati e al relativo
In accordo con le politiche di gestione dei rischi, il gruppo mitiga la propria esposizione al rischio di variazione dei tassi di interesse mediante la sottoscrizione di strumenti finanziari derivati di copertura.	trattamento contabile. Abbiamo ricalcolato, su base campionaria e con l'utilizzo di esperti della rete PwC, il fair value degli strumenti finanziari derivati e verificato l'efficacia delle coperture contabili
L'ammontare nozionale degli strumenti finanziari derivati in essere al 31 dicembre 2018 è pari a Euro 3.246 milioni.	nel rispetto di quanto previsto dal principio contabile IFRS 9 e dalle procedure aziendali.
Considerata la significatività dei valori, il grado di complessità sia del processo di determinazione del fair value sia delle regole di contabilizzazione previste dal nuovo principio contabile internazionale IFRS 9 "Financial Instruments", la verifica degli strumenti finanziari derivati ha rappresentato un aspetto chiave	Le nostre verifiche hanno ricompreso l'analisi delle note al bilancio per verificare l'adeguatezza e la completezza dell'informativa.

Responsabilità degli amministratori e del collegio sindacale per il bilancio consolidato

della revisione del bilancio consolidato.

Gli amministratori sono responsabili per la redazione del bilancio consolidato che fornisca una rappresentazione veritiera e corretta in conformità agli International Financial Reporting Standards adottati dall'Unione Europea nonché ai provvedimenti emanati in attuazione dell'articolo 9 del DLgs n° 38/05 e, nei termini previsti dalla legge, per quella parte del controllo interno dagli stessi ritenuta necessaria per consentire la redazione di un bilancio che non contenga errori significativi dovuti a frodi o a comportamenti o eventi non intenzionali.

Gli amministratori sono responsabili per la valutazione della capacità del gruppo di continuare a operare come un'entità in funzionamento e, nella redazione del bilancio consolidato, per l'appropriatezza dell'utilizzo del presupposto della continuità aziendale, nonché per una adeguata informativa in materia. Gli amministratori utilizzano il presupposto della continuità aziendale nella redazione del bilancio consolidato a meno che abbiano valutato che sussistono le condizioni per la liquidazione della capogruppo Terna SpA o per l'interruzione dell'attività o non abbiano alternative realistiche a tali scelte.

Il collegio sindacale ha la responsabilità della vigilanza, nei termini previsti dalla legge, sul processo di predisposizione dell'informativa finanziaria del gruppo.

Responsabilità della società di revisione per la revisione contabile del bilancio consolidato

I nostri obiettivi sono l'acquisizione di una ragionevole sicurezza che il bilancio consolidato nel suo complesso non contenga errori significativi, dovuti a frodi o a comportamenti o eventi non intenzionali, e l'emissione di una relazione di revisione che includa il nostro giudizio. Per ragionevole sicurezza si intende un livello elevato di sicurezza che, tuttavia, non fornisce la garanzia che una revisione contabile svolta in conformità ai principi di revisione internazionali (ISA Italia) individui sempre un errore significativo, qualora esistente. Gli errori possono derivare da frodi o da comportamenti o eventi non intenzionali e sono considerati significativi qualora ci si possa ragionevolmente attendere che essi, singolarmente o nel loro insieme, siano in grado di influenzare le decisioni economiche prese dagli utilizzatori sulla base del bilancio consolidato.

Nell'ambito della revisione contabile svolta in conformità ai principi di revisione internazionali (ISA Italia), abbiamo esercitato il giudizio professionale e abbiamo mantenuto lo scetticismo professionale per tutta la durata della revisione contabile. Inoltre:

• abbiamo identificato e valutato i rischi di errori significativi nel bilancio consolidato, dovuti a frodi o a comportamenti o eventi non intenzionali; abbiamo definito e svolto procedure di revisione in risposta a tali rischi; abbiamo acquisito elementi probativi sufficienti e appropriati su cui basare il nostro giudizio. Il rischio di non individuare un errore significativo dovuto a frodi è più elevato rispetto al rischio di non individuare un errore significativo derivante da comportamenti o eventi non intenzionali, poiché la frode può implicare l'esistenza di collusioni, falsificazioni, omissioni intenzionali, rappresentazioni fuorvianti o forzature del controllo interno;
• abbiamo acquisito una comprensione del controllo interno rilevante ai fini della revisione contabile allo scopo di definire procedure di revisione appropriate nelle circostanze e non per esprimere un giudizio sull'efficacia del controllo interno del gruppo;
• abbiamo valutato l'appropriatezza dei principi contabili utilizzati nonché la ragionevolezza delle stime contabili effettuate dagli amministratori, inclusa la relativa informativa;
• siamo giunti a una conclusione sull'appropriatezza dell'utilizzo da parte degli amministratori del presupposto della continuità aziendale e, in base agli elementi probativi acquisiti, sull'eventuale esistenza di un'incertezza significativa riguardo a eventi o circostanze che possono far sorgere dubbi significativi sulla capacità del gruppo di continuare a operare come un'entità in funzionamento. In presenza di un'incertezza significativa, siamo tenuti a richiamare l'attenzione nella relazione di revisione sulla relativa informativa di bilancio ovvero, qualora tale informativa sia inadeguata, a riflettere tale circostanza nella formulazione del nostro giudizio. Le nostre conclusioni sono basate sugli elementi probativi acquisiti fino alla data della presente relazione. Tuttavia, eventi o circostanze successivi possono comportare che il gruppo cessi di operare come un'entità in funzionamento;
• abbiamo valutato la presentazione, la struttura e il contenuto del bilancio consolidato nel suo complesso, inclusa l'informativa, e se il bilancio consolidato rappresenti le operazioni e gli eventi sottostanti in modo da fornire una corretta rappresentazione;
• abbiamo acquisito elementi probativi sufficienti e appropriati sulle informazioni finanziarie delle imprese o delle differenti attività economiche svolte all'interno del gruppo per esprimere un giudizio sul bilancio consolidato. Siamo responsabili della direzione, della supervisione e dello svolgimento dell'incarico di revisione contabile del gruppo. Siamo gli unici responsabili del giudizio di revisione sul bilancio consolidato.

Abbiamo comunicato ai responsabili delle attività di governance, identificati a un livello appropriato come richiesto dagli ISA Italia, tra gli altri aspetti, la portata e la tempistica pianificate per la revisione contabile e i risultati significativi emersi, incluse le eventuali carenze significative nel controllo interno identificate nel corso della revisione contabile.

Abbiamo fornito ai responsabili delle attività di governance anche una dichiarazione sul fatto che abbiamo rispettato le norme e i principi in materia di etica e di indipendenza applicabili nell'ordinamento italiano e abbiamo comunicato loro ogni situazione che possa ragionevolmente avere un effetto sulla nostra indipendenza e, ove applicabile, le relative misure di salvaguardia. Tra gli aspetti comunicati ai responsabili delle attività di governance, abbiamo identificato quelli che sono stati più rilevanti nell'ambito della revisione contabile del bilancio consolidato dell'esercizio in esame, che hanno costituito quindi gli aspetti chiave della revisione. Abbiamo descritto tali aspetti nella presente relazione di revisione.

Altre informazioni comunicate ai sensi dell'articolo 10 del Regolamento (UE) 537/2014

L'assemblea degli azionisti di Terna SpA ci ha conferito, in data 13 maggio 2011, l'incarico di revisione legale del bilancio di esercizio e consolidato della Società per gli esercizi dal 31 dicembre 2011 al 31 dicembre 2019.

Dichiariamo che non sono stati prestati servizi diversi dalla revisione contabile vietati ai sensi dell'articolo 5, paragrafo 1, del Regolamento (UE) 537/2014 e che siamo rimasti indipendenti rispetto alla Società nell'esecuzione della revisione legale.

Confermiamo che il giudizio sul bilancio consolidato espresso nella presente relazione è in linea con quanto indicato nella relazione aggiuntiva destinata al collegio sindacale, nella sua funzione di comitato per il controllo interno e la revisione contabile, predisposta ai sensi dell'articolo 11 del citato Regolamento.

Relazione su altre disposizioni di legge e regolamentari

Giudizio ai sensi dell'articolo 14, comma 2, lettera e), del DLgs 39/2010 e dell'articolo 123-bis, comma 4, del DLgs 58/1998

Gli amministratori di Terna SpA sono responsabili per la predisposizione della relazione sulla gestione e della relazione sul governo societario e gli assetti proprietari del gruppo Terna al 31 dicembre 2018, incluse la loro coerenza con il relativo bilancio consolidato e la loro conformità alle norme di legge.

Abbiamo svolto le procedure indicate nel principio di revisione (SA Italia) n° 720B al fine di esprimere un giudizio sulla coerenza della relazione sulla gestione e di alcune specifiche informazioni contenute nella relazione sul governo societario e gli assetti proprietari indicate nell'articolo 123-bis, comma 4, del DLgs 58/1998, con il bilancio consolidato del gruppo Terna al 31 dicembre 2018 e sulla conformità delle stesse alle norme di legge, nonché di rilasciare una dichiarazione su eventuali errori significativi.

A nostro giudizio, la relazione sulla gestione e alcune specifiche informazioni contenute nella relazione sul governo societario e gli assetti proprietari sopra richiamate sono coerenti con il bilancio consolidato del gruppo Terna al 31 dicembre 2018 e sono redatte in conformità alle norme di legge.

Con riferimento alla dichiarazione di cui all'articolo 14, comma 2, lettera e), del DLgs 39/2010, rilasciata sulla base delle conoscenze e della comprensione dell'impresa e del relativo contesto acquisite nel corso dell'attività di revisione, non abbiamo nulla da riportare.

Dichiarazione ai sensi dell'articolo 4 del Regolamento Consob di attuazione del DLgs 254 del 30 dicembre 2016

Gli amministratori di Terna SpA sono responsabili per la predisposizione della dichiarazione non finanziaria ai sensi del DLgs 254/2016. Abbiamo verificato l'avvenuta approvazione da parte degli amministratori della dichiarazione non finanziaria.

Ai sensi dell'articolo 3, comma 10, del DLgs 254/2016, tale dichiarazione è oggetto di separata attestazione di conformità da parte nostra.

Roma, 11 aprile 2019

PricewaterhouseCoopers SpA

Luca Bonvino (Revisore legale)

BILANCIO DI ESERCIZIO

Indice

Prospetti contabili	232
Conto economico Terna S.p.A.	232
Conto economico complessivo Terna S.p.A.	232
Prospetto della Situazione patrimoniale-finanziaria Terna S.p.A.	233
Prospetto delle variazioni del patrimonio netto	235
Rendiconto finanziario	236
Nota illustrativa	238
A. Principi contabili e criteri di valutazione	238
B. Informazioni sul Conto economico	254
C. Settori operativi	260
D. Informazioni sul prospetto della Situazione patrimoniale-finanziaria	261
E. Impegni e rischi	279
F. Aggregazione di imprese	285
G. Rapporti con parti correlate	285
H. Eventi e operazioni significative non ricorrenti, operazioni atipiche o inusuali	290
I. Note esplicative al rendiconto finanziario	290
L. Erogazioni pubbliche	291
M. Proposta di destinazione dell'utile dell'esercizio	292
N. Fatti di rilievo successivi alla chiusura dell'esercizio	292
Informazioni ai sensi dell'art. 149-duodecies
del Regolamento Emittenti CONSOB	296
Attestazione del Bilancio d'esercizio ai sensi dell'art. 81-ter
del Regolamento CONSOB n. 11971 del 14 maggio 1999
e successive modifiche e integrazioni	298
Relazione del Collegio Sindacale all'Assemblea
degli Azionisti di Terna S.p.A	300
Relazione della società di revisione indipendente ai sensi dell'articolo 14 del D. Lgs. 27 gennaio 2010,
n. 39 e dell'articolo 10 del Regolamento (UE) 537/2014 -
Bilancio di esercizio al 31 dicembre 2018	310

Prospetti contabili

Conto economico Terna S.p.A.

			(e)
	NOTE	2018	2017
A - RICAVI
1 Ricavi delle vendite e prestazioni	1	1.892.840.140	1.861.453.047
di cui verso parti correlate		1.616.989.988	1.618.317.512
2 Altri ricavi e proventi	2	74.707.510	90.053.148
di cui verso parti correlate		54.332.356	43.160.360
Totale ricavi		1.967.547.650	1.951.506.195
B - COSTI OPERATIVI
1 Materie prime e materiali di consumo utilizzati	3	5.290.261	10.024.776
di cui verso parti correlate		244.934	119.063
2 Servizi	4	364.580.334	349.832.712
di cui verso parti correlate		309.122.126	300.498.593
3 Costo del personale	5	63.929.242	65.987.971
- costo personale lordo		67.117.442	69.027.451
- costo del personale capitalizzato		(3.188.200)	(3.039.480)
di cui verso parti correlate		738.069	585.840
4 Ammortamenti e svalutazioni	6	517.865.399	495.192.305
5 Altri costi operativi	7	18.172.002	39.011.448
di cui verso parti correlate		26.033	98.418
Totale costi		969.837.238	960.049.212
A-B RISULTATO OPERATIVO		997.710.412	991.456.983
C - PROVENTI/(ONERI) FINANZIARI
1 Proventi finanziari	8	13.020.750	5.729.373
di cui verso parti correlate		8.096.591	1.951.401
2 Oneri finanziari	8	(91.582.167)	(95.554.625)
di cui verso parti correlate		(3.076.200)	(3.770.511)
D - RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE		919.148.995	901.631.731
E - IMPOSTE DELL'ESERCIZIO	9	257.857.793	261.588.853
F - UTILE NETTO DELL'ESERCIZIO		661.291.202	640.042.878

Conto economico complessivo Terna S.p.A.

			(e)
	NOTE	2018	2017
UTILE NETTO DELL'ESERCIZIO		661.291.202	640.042.878
Altre componenti del conto economico complessivo dell'esercizio che saranno successivamente rilasciate a conto economico
- Cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale	20	(32.502.930)	5.904.878
- Attività finanziarie al fair value al netto dell'effetto fiscale con effetto al conto economico complessivo	20	1.168.219	-
- Costo della copertura al netto dell'effetto fiscale	20	(1.789.675)	-
Altre componenti del conto economico complessivo dell'esercizio che non saranno successivamente rilasciate a conto economico
- Utili (perdite) attuariali sui Benefici ai dipendenti al netto dell'effetto fiscale	20	16.440	(24.536)
UTILE NETTO COMPLESSIVO DELL'ESERCIZIO		628.183.256	645.923.220

Prospetto della Situazione patrimoniale-finanziaria Terna S.p.A.

			(e)
	NOTE	AL 31.12.2018	AL 31.12.2017
A - ATTIVITÀ NON CORRENTI
1 Immobili, impianti e macchinari	10	12.034.962.379	11.705.228.618
di cui verso parti correlate		73.329.994	66.973.041
2 Avviamento	11	190.228.231	190.228.231
3 Attività immateriali	12	237.451.427	234.080.643
4 Attività per imposte anticipate	13	18.248.879	-
5 Attività finanziarie non correnti	14	1.091.128.621	1.009.659.871
di cui verso parti correlate		9.956.332	339.745
6 Altre attività non correnti	15	4.257.446	3.526.176
Totale attività non correnti		13.576.276.983	13.142.723.539
B - ATTIVITÀ CORRENTI
1 Rimanenze	16	-	5.307.324
2 Crediti commerciali	17	1.090.063.061	1.142.545.872
di cui verso parti correlate		422.445.664	426.736.699
3 Attività finanziarie correnti	14	494.024.680	213.317
di cui verso parti correlate		89.484.556	-
4 Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	18	945.044.880	1.678.217.732
di cui verso parti correlate		(204.749.945)	(219.450.417)
5 Crediti per imposte sul reddito	19	16.016.310	57.927.658
di cui verso parti correlate		-	9.910.413
6 Altre attività correnti	15	20.446.631	63.226.507
di cui verso parti correlate		3.266.360	-
Totale attività correnti		2.565.595.562	2.947.438.410
TOTALE ATTIVITÀ		16.141.872.545	16.090.161.949

(segue)

(segue)

			(e)
	NOTE	AL 31.12.2018	AL 31.12.2017
C - PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO
1 Capitale sociale		442.198.240	442.198.240
2 Altre riserve		792.531.833	825.639.778
3 Utile e perdite accumulate		2.113.051.689	1.916.706.986
4 Acconto dividendo		(158.186.370)	(149.268.036)
5 Utile netto dell'esercizio		661.291.202	640.042.878
Totale Patrimonio netto	20	3.850.886.594	3.675.319.846
D - PASSIVITÀ NON CORRENTI
1 Finanziamenti a lungo termine	21	8.171.886.525	8.638.448.258
di cui verso parti correlate		-	500.000.000
2 Benefici per i dipendenti	22	11.768.108	12.744.530
3 Fondi rischi e oneri futuri	23	213.829.474	243.496.364
4 Passività per imposte differite	13	-	17.258.091
5 Passività finanziarie non correnti	21	59.089.581	9.904.232
6 Altre passività non correnti	24	196.119.231	181.316.955
di cui verso parti correlate		39.929.872	41.855.770
Totale passività non correnti		8.652.692.919	9.103.168.430
E - PASSIVITÀ CORRENTI
1 Finanziamenti a breve termine	21	-	90.000.000
2 Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine	21	1.229.798.720	884.039.788
di cui verso parti correlate		500.000.000	-
3 Debiti commerciali	25	2.113.384.836	2.106.382.361
di cui verso parti correlate		472.324.200	403.564.166
4 Debiti per imposte sul reddito	25	8.072.200	-
di cui verso parti correlate		(18.871.910)	-
5 Passività finanziarie correnti	21	90.092.567	105.682.938
di cui verso parti correlate		497.000	531.125
6 Altre passività correnti	25	196.944.709	125.568.586
di cui verso parti correlate		15.724.498	4.646.208
Totale passività correnti		3.638.293.032	3.311.673.673
TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO		16.141.872.545	16.090.161.949

Prospetto delle variazioni del patrimonio netto

31 DICEMBRE 2017 - 31 DICEMBRE 2018 CAPITALE SOCIALE E RISERVE TERNA S.P.A (€/milioni)

	CAPITALE SOCIALE	RISERVA LEGALE	RISERVA SOVRAPPREZZO AZIONI	RISERVA CASH FLOW HEDGE	ALTRE RISERVE	UTILE E PERDITE ACCUM.	ACCONTO DIVIDENDO	UTILE NETTO DELL'ESERCIZIO	PATRIMONIO NETTO
PATRIMONIO NETTO
AL 31 DICEMBRE 2017	442,2	88,4	20,0	(12,2)	729,5	1.916,7	(149,3)	640,0	3.675,3
Modifica dei principi contabili						(1,3)			(1,3)
PATRIMONIO NETTO RIESPOSTO AL 1 GENNAIO 2018	442,2	88,4	20,0	(12,2)	729,5	1.915,4	(149,3)	640,0	3.674,0
UTILE NETTO DELL'ESERCIZIO								661,3	661,3
ALTRE COMPONENTI DEL CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO:
Variazione fair value derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale				(32,5)					(32,5)
- Attività finanziarie al fair value al netto dell'effetto fiscale con effetto al conto economico complessivo					1,1				1,1
- Costo della copertura al netto dell'effetto fiscale				(1,8)					(1,8)
Totale altre componenti del conto economico complessivo	-	-	-	(34,3)	1,1	-	-	-	(33,2)
UTILE NETTO COMPLESSIVO	-	-	-	(34,3)	1,1	-	-	661,3	628,1
OPERAZIONI CON GLI AZIONISTI:
Destinazione Risultato 2017									-
- Utili portati a nuovo						197,8		(197,8)	-
- Dividendi							149,3	(442,2)	(292,9)
Acconto dividendo 2018							(158,2)		(158,2)
Totale operazioni con gli azionisti	-	-	-	-	-	197,8	(8,9)	(640,0)	(451,1)
Altre variazioni						(0,1)			(0,1)
PATRIMONIO NETTO AL 31 DICEMBRE 2018	442,2	88,4	20,0	(46,5)	730,6	2.113,1	(158,2)	661,3	3.850,9

31 DICEMBRE 2016 - 31 DICEMBRE 2017 CAPITALE SOCIALE E RISERVE TERNA S.P.A. (€/milioni)

	CAPITALE SOCIALE	RISERVA LEGALE	RISERVA SOVRAPPREZZO AZIONI	RISERVA CASH FLOW HEDGE	ALTRE RISERVE	UTILE E PERDITE ACCUM.	ACCONTO DIVIDENDO	UTILE NETTO DELL'ESERCIZIO	PATRIMONIO NETTO
PATRIMONIO NETTO
AL 31 DICEMBRE 2016	442,2	88,4	20,0	(18,1)	729,5	1.372,2	(144,9)	535,5	3.024,8
UTILE NETTO DELL'ESERCIZIO								640,0	640,0
ALTRE COMPONENTI DEL CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO:
Variazione fair value derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale				5,9					5,9
Totale altre componenti del conto economico complessivo	-	-	-	5,9	-	-	-	-	5,9
UTILE NETTO COMPLESSIVO	-	-	-	5,9	-	-	-	640,0	645,9
OPERAZIONI CON GLI AZIONISTI:
Destinazione Risultato 2016									-
- Utili portati a nuovo						121,5		(121,5)	-
- Dividendi							144,9	(414,0)	(269,1)
Apporto da fusione						423,0			423,0
Acconto dividendo 2017							(149,3)		(149,3)
Totale operazioni con
gli azionisti	-	-	-	-	-	544,5	(4,4)	(535,5)	4,6
PATRIMONIO NETTO
AL 31 DICEMBRE 2017	442,2	88,4	20,0	(12,2)	729,5	1.916,7	(149,3)	640,0	3.675,3

Rendiconto finanziario

		(€/milioni)
	2018	2017
UTILE NETTO DELL'ESERCIZIO RETTIFICHE PER:	661,3	640,0
Ammortamenti, perdite di valore/(rivalutazioni) di attività materiali e immateriali non correnti*	508,9	485,5
Accantonamenti ai fondi (incluso fondi del personale) e svalutazioni	33,9	64,3
(Plusvalenze)/Minusvalenze da alienazione attività materiali	(3,0)	(1,7)
(Proventi)/Oneri finanziari	78,7	80,1
Imposte sul reddito	257,9	261,6
CASH FLOW DA ATTIVITÀ OPERATIVA PRIMA DELLE VARIAZIONI DEL CCN	1.537,7	1.529,8
Incremento/(decremento) fondi (incluso fondi del personale e imposte)	(39,0)	(2,1)
di cui apporto da fusione	-	48,2
(Incremento)/decremento di rimanenze	5,3	(5,4)
(Incremento)/decremento di crediti commerciali e altre attività correnti	121,8	230,2
Incremento/(decremento) di debiti commerciali e altre passività correnti	81,4	125,7
(Incremento)/decremento di altre attività non correnti	(21,1)	(23,7)
Incremento/(decremento) di altre passività non correnti	19,9	16,9
Interessi attivi e altri proventi finanziari incassati	3,0	352,4
Interessi passivi e altri oneri finanziari pagati	(228,3)	(228,7)
Imposte pagate	(272,6)	(337,1)
CASH FLOW DA ATTIVITÀ OPERATIVA [A]	1.208,1	1.658,0
- di cui verso parti correlate	55,5	50,5
Variazione delle attività materiali non correnti	(793,8)	(1.774,9)
di cui investimenti in attività materiali non correnti al netto dei contributi incassati	(793,8)	(685,7)
di cui apporto da fusione	-	(1.089,2)
Ricavo dalla vendita di attività materiali non correnti e altre movimentazioni	4,8	(7,6)
Variazione delle attività immateriali non correnti	(58,4)	(40,1)
di cui acquisizioni infragruppo	(6,6)	-
di cui apporto da fusione	-	(1,6)
Oneri finanziari capitalizzati	15,1	12,3
Apporto da fusione "Avviamento"	-	(101,6)
(Incremento)/decremento di partecipazioni	(55,7)	529,7
di cui apporto da fusione	-	559,7
CASH FLOW DA ATTIVITÀ D'INVESTIMENTO [B]	(888,0)	(1.382,2)
- di cui verso parti correlate	(6,4)	(8,4)
Variazioni del patrimonio netto da fusione	-	423,0
Incremento/(decremento) dell'Utile e perdite accumulate	(1,4)	-
Dividendi pagati	(451,1)	(418,4)
Variazioni dei debiti finanziari a breve e a medio/lungo termine (compresa quota a breve)**	(19,7)	341,0
Variazione dei finanziamenti attivi e passivi a breve termine	(179,5)	129,0
Variazioni degli impieghi finanziari a breve termine	(401,5)	-
CASH FLOW DA ATTIVITÀ DI FINANZIAMENTO [C]	(1.053,2)	474,6
- di cui verso parti correlate	(99,1)	39,0
INCREMENTO/(DECREMENTO) CASSA ED EQUIVALENTI DI CASSA [A+B+C]	(733,1)	750,4
Cassa ed equivalenti di cassa all'inizio dell'esercizio	1.678,2	927,8
Cassa ed equivalenti di cassa alla fine dell'esercizio	945,1	1.678,2

* Al netto dei contributi in conto impianti accreditati al Conto economico dell'esercizio.

** Al netto dei derivati e degli impatti dell'adeguamento al fair value.

Nota Illustrativa

A. Principi contabili e criteri di valutazione

Premessa

La Società Terna S.p.A., che opera nel settore della trasmissione e del dispacciamento dell'energia elettrica, ha la forma giuridica di società per azioni e ha sede in Roma, in Viale Egidio Galbani, 70. Il presente Bilancio d'esercizio è stato autorizzato alla pubblicazione dal Consiglio di Amministrazione convocato in data 20 marzo 2019. Il Bilancio per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2018 è disponibile su richiesta presso la sede della società Terna S.p.A. in viale Egidio Galbani, 70 Roma o sul sito internet www.terna.it

Il Consiglio di Amministrazione ha autorizzato il Presidente e l'Amministratore Delegato ad apportare al Bilancio d'esercizio eventuali modifiche di carattere formale, nonché integrazioni e rettifiche ai capitoli riguardanti i fatti di rilievo successivi alla data di chiusura dell'esercizio.

Conformità agli IAS/IFRS

Il Bilancio di esercizio della Società è stato predisposto in conformità agli International Financial Reporting Standards (IFRS), agli International Accounting Standards (IAS) emanati dall'International Accounting Standards Board (IASB) e alle interpretazioni dell'International Financial Reporting Interpretations Committee (IFRIC) e dello Standing Interpretations Committee (SIC), omologati dalla Commissione Europea (in seguito "IFRS-EU").

Nella predisposizione del presente documento si è tenuto conto delle disposizioni del Decreto Legislativo 28 febbraio 2005 n. 38, delle disposizioni del Codice Civile, delle Delibere CONSOB n. 15519 ("Disposizioni in materia di schemi di bilancio da emanare in attuazione dell'art. 9, comma 3, del Decreto Legislativo n. 38/2005") e n. 15520 ("Modificazioni e integrazioni al regolamento recante norme di attuazione del Decreto Legislativo n. 58/1998"), nonché della comunicazione CONSOB n. DEM/6064293 ("Informativa societaria degli emittenti quotati e degli emittenti aventi strumenti finanziari diffusi tra il pubblico di cui all'art. 116 del TUF").

Il Bilancio d'esercizio è redatto sulla base del principio del costo storico, modificato come richiesto per la valutazione di alcuni strumenti finanziari, nonché sul presupposto della continuità aziendale.

Base di presentazione

Il Bilancio d'esercizio è costituito dal Prospetto della Situazione patrimoniale-finanziaria, dal Conto economico, dal Conto economico complessivo, dal Rendiconto finanziario, dal Prospetto delle variazioni del patrimonio netto e dalla Nota illustrativa.

Per la Situazione patrimoniale-finanziaria la classificazione delle attività e passività è effettuata secondo il criterio "corrente/non corrente" con specifica separazione delle attività e passività possedute per la vendita. Le attività correnti, che includono disponibilità liquide e mezzi equivalenti, sono quelle destinate a essere realizzate, cedute o consumate nel normale ciclo operativo della Società; le passività correnti sono quelle per le quali è prevista l'estinzione nel normale ciclo operativo della Società o nei dodici mesi successivi alla chiusura dell'esercizio.

Il Conto economico è classificato in base alla natura dei costi; esso è presentato con due prospetti, il primo (Conto economico) mostra le componenti del risultato dell'esercizio; il secondo (Conto economico complessivo) invece, partendo dal risultato dell'esercizio, contiene le voci di ricavo e di costo (incluse le rettifiche da riclassificazione) che non sono rilevate nell'utile (perdita) del periodo, bensì nel patrimonio netto. Il Rendiconto Finanziario è presentato utilizzando il metodo indiretto.

Il Bilancio di esercizio è accompagnato dalla Relazione sulla gestione della Società e del Gruppo che, a partire dall'esercizio 2008, è presentata in un unico documento, in attuazione della facoltà concessa dal D.lgs. 2 febbraio 2007, n. 32, che ha modificato l'art. 40 (Relazione sulla gestione) del D.lgs. 9 aprile 1991, n. 127. Il Bilancio di esercizio è presentato in euro, mentre i valori riportati nella Nota illustrativa sono espressi in milioni di euro tranne quando diversamente indicato.

Il Bilancio di esercizio è redatto applicando il metodo del costo storico con l'eccezione delle voci di bilancio che secondo gli IFRS-EU sono rilevate al fair value, come indicato nei criteri di valutazione delle singole voci. Si rileva altresì che alcuni saldi del bilancio al 31 dicembre 2017, al fine di una migliore esposizione comparativa, sono stati riesposti, senza peraltro modificare i valori di patrimonio netto al 31 dicembre 2017, del Conto economico e del Conto economico complessivo 2017.

Uso di stime

La redazione dei prospetti della Situazione patrimoniale-finanziaria e di Conto economico, in applicazione degli IFRS-EU, richiede l'effettuazione di stime e assunzioni che hanno effetto sui valori delle attività e delle passività di bilancio e sull'informativa relativa, nonché sulle attività e passività potenziali alla data di riferimento. Le stime e le relative ipotesi si basano sulle esperienze pregresse e su altri fattori considerati ragionevoli nella fattispecie e sono state adottate per stimare il valore contabile delle attività e delle passività che non è facilmente desumibile da altre fonti oggettive. I risultati che si consuntiveranno potrebbero, quindi, differire da tali stime. Le stime e le assunzioni sono riviste periodicamente e gli effetti delle eventuali variazioni sono riflessi a Conto economico, qualora le stesse interessino solo quel periodo. Nel caso in cui la revisione interessi sia l'esercizio corrente sia esercizi futuri, la variazione è rilevata nell'esercizio in cui la revisione è effettuata e nei relativi esercizi futuri.

Di seguito sono riepilogate le attività e le passività soggette a stime e le assunzioni chiave utilizzate dalla Società nel processo di applicazione degli IFRS omologati che possono avere effetti significativi nel Bilancio di esercizio o per le quali esiste il rischio che possano emergere rettifiche significative al valore contabile delle attività e passività negli esercizi successivi a quello corrente.

Perdite di valore

Gli immobili, impianti e macchinari e le attività immateriali con vita utile definita sono analizzati almeno una volta l'anno, al fine di identificare eventuali indicatori di perdite di valore. Se esiste un'indicazione di perdite di valore, si procede alla stima del loro valore recuperabile.

Il valore recuperabile dell'avviamento e delle immobilizzazioni immateriali con vita utile indefinita, quando presenti, nonché quello delle immobilizzazioni immateriali non ancora disponibili per l'uso è invece stimato almeno annualmente. Il valore recuperabile è rappresentato dal maggiore tra il fair value, al netto dei costi di vendita, e il valore d'uso determinato attualizzando i flussi finanziari futuri attesi quantificati alla luce delle informazioni disponibili al momento della stima sulla base di stime sull'andamento di variabili future - quali i prezzi, i costi, i tassi di crescita della domanda, i profili produttivi - e sono attualizzati utilizzando un tasso di sconto al lordo delle imposte che riflette la valutazione corrente di mercato del costo del denaro rapportato al periodo dell'investimento e ai rischi specifici dell'attività. Per un'attività che non genera flussi finanziari, il valore recuperabile è determinato in relazione alla "Cash Generating Unit" (di seguito "CGU") cui tale attività appartiene. Una perdita di valore è riconosciuta nel Conto economico qualora il valore di iscrizione dell'attività o il valore del capitale impiegato netto della relativa "Cash Generating Unit" a cui essa è allocata è superiore al suo valore recuperabile. Le perdite di valore delle CGU sono imputate in primo luogo a riduzione del valore contabile dell'eventuale avviamento attribuito e, quindi, a riduzione delle altre attività dell'unità in proporzione al valore contabile di ciascuna di esse. A eccezione dell'avviamento, le perdite di valore, nel caso in cui vi sia un indicatore che la perdita di valore non esiste più o quando vi è stato un cambiamento nelle valutazioni utilizzate per determinare il valore recuperabile, sono ripristinate nei limiti della relativa recuperabilità e del costo originariamente iscritto.

Fondo svalutazione crediti

I crediti commerciali sono inizialmente iscritti al fair value al netto di eventuali perdite di valore riferite alle somme ritenute inesigibili, iscritte in appositi fondi di svalutazione rettificativi. Il nuovo principio IFRS 9, adottato a partire dal 1 gennaio 2018, ha introdotto l'applicazione di un modello basato sulle perdite attese su crediti (Expected Credit Loss), che prevede che la Società consideri le perdite su crediti attese, e le relative variazioni, ad ogni data di riferimento del bilancio, superando l'approccio previsto dallo IAS 39. Non è quindi più necessario che si verifichi un evento che metta in dubbio la recuperabilità del credito prima di riconoscere una perdita su crediti.

Nello specifico, in relazione ai crediti commerciali, ai crediti da leasing finanziario e alle attività derivanti da contratti con i clienti, la Società ha applicato l'approccio semplificato indicato dall'IFRS 9 per misurare il fondo svalutazione crediti come perdita attesa lungo la vita del credito. La Società ha quindi determinato l'ammontare delle perdite su crediti attese attraverso l'utilizzo di una matrice di accantonamento, stimata in base all'esperienza storica delle perdite su crediti in base allo scaduto dei creditori, aggiustata per riflettere le condizioni attuali e le stime in merito alle condizioni economiche future.

Fondi per rischi e oneri

I fondi per rischi e oneri sono accantonati quando, in presenza di un'obbligazione in corso (legale o implicita), quale risultato di un evento passato, è probabile che sarà necessario un esborso di risorse per adempiere l'obbligazione il cui ammontare è stimabile in modo attendibile. Sono oggetto di stima da parte della Società le passività associabili a contenziosi legali e fiscali e le passività associate ai progetti di riqualificazione urbanistica e ambientale. Le valutazioni sugli accantonamenti per contenziosi sono basate sulla probabilità di esborso, anche attraverso l'ausilio dei legali esterni che supportano la Società; la stima degli accantonamenti per i progetti di riqualificazione urbanistica e ambientale, le c.d. compensazioni volte a compensare gli impatti ambientali conseguenti alla realizzazione di impianti, è basata sull'analisi delle convenzioni sottoscritte con gli enti locali interessati e dell'avanzamento delle attività di realizzazione dei nuovi impianti. Dove la componente finanziaria correlata al trascorrere del tempo è significativa, gli accantonamenti sono attualizzati, utilizzando un tasso che la Società ritiene adeguato (è utilizzato un tasso al lordo delle imposte e tale da riflettere le valutazioni correnti di mercato del valore attuale del denaro e i rischi specifici connessi alla passività). Successivamente all'iscrizione iniziale, il valore del fondo rischi è aggiornato per riflettere il trascorrere del tempo e le eventuali variazioni di stima a seguito di modifiche degli importi previsti, delle tempistiche e dei tassi di attualizzazione utilizzati. L'eventuale incremento del fondo connesso al trascorrere del tempo è imputato a Conto economico alla voce "Oneri finanziari".

Benefici ai dipendenti

La passività relativa ai benefici riconosciuti ai dipendenti ed erogati in coincidenza o successivamente alla cessazione del rapporto di lavoro e relativa a programmi a benefici definiti o altri benefici a lungo termine è iscritta al netto delle eventuali attività al servizio del piano ed è determinata sulla base di ipotesi attuariali stimando l'ammontare dei benefici futuri che i dipendenti hanno maturato alla data di riferimento. Le valutazioni attuariali utilizzate per la quantificazione dei benefici ai dipendenti (di tutti i piani a esclusione del TFR) sono state realizzate in base alla metodologia dei "benefici maturati" mediante il criterio "Projected Unit Credit" (PUC). Tali valutazioni si basano su ipotesi di tipo economico e demografico: tasso di attualizzazione (utilizzato per la determinazione del valore attuale dell'obbligazione, determinato considerando il rendimento di titoli obbligazionari di elevata qualità in linea con la durata del collettivo di lavoratori oggetto della valutazione), tasso di inflazione, tasso di incremento del livello delle retribuzioni future, tasso di incremento del rimborso medio sanitario, tasso di incremento del prezzo del consumo elettrico e le basi tecniche demografiche, come ad esempio la mortalità e invalidità, pensionamento, dimissioni, anticipazioni e composizione delle famiglie.

Partecipazioni in imprese controllate e collegate

Le partecipazioni in imprese controllate sono quelle nelle quali Terna ha il potere di esercitare, direttamente o indirettamente, le politiche finanziarie e operative al fine di ottenere i benefici derivanti dalle sue attività. Per partecipazioni in imprese collegate si intendono quelle nelle quali Terna ha un'influenza notevole. Nel valutare l'esistenza di una situazione di controllo e di influenza notevole, intesa come il potere di partecipare

alla determinazione delle politiche finanziarie e gestionali della partecipata senza averne il controllo o il controllo congiunto, si tiene conto, inoltre, dei diritti di voto potenziali che risultano effettivamente esercitabili o convertibili.

Le partecipazioni in imprese controllate e quelle in imprese collegate sono valutate al costo, eventualmente ridotto in presenza di perdite di valore. Nel caso in cui vengano meno i motivi delle svalutazioni, il valore delle partecipazioni è ripristinato nei limiti delle svalutazioni effettuate e la rettifica è imputata a Conto economico come rivalutazione.

Nel caso in cui la perdita di pertinenza della Società ecceda il valore contabile della partecipazione e la partecipante sia impegnata ad adempiere a obbligazioni legali o implicite dell'impresa partecipata o comunque a coprirne le perdite, l'eventuale eccedenza rispetto al valore contabile è rilevata in un apposito fondo.

Conversione delle poste in valuta

Il bilancio di Terna è redatto in euro, che è anche la valuta funzionale. In tale bilancio, tutte le transazioni in valuta diversa dalla valuta funzionale sono rilevate al tasso di cambio in essere alla data dell'operazione. Le attività e le passività monetarie denominate in valuta diversa dalla valuta funzionale sono successivamente adeguate al tasso di cambio in essere alla data di chiusura del periodo contabile di riferimento e le differenze di cambio eventualmente emergenti sono riflesse nel Conto economico.

Le attività e passività non monetarie denominate in valuta e iscritte al costo storico sono convertite utilizzando il tasso di cambio in vigore alla data di iniziale rilevazione dell'operazione. Le attività e passività non monetarie denominate in valuta e iscritte al fair value sono convertite utilizzando il tasso di cambio alla data di determinazione di tale valore.

Immobili, impianti e macchinari

Gli immobili, impianti e macchinari sono rilevati al costo storico, comprensivo dei costi accessori direttamente imputabili e necessari alla messa in funzione del bene per l'uso per cui è stato acquistato; il costo è incrementato, in presenza di obbligazioni legali o implicite, del valore attuale del costo stimato per lo smantellamento e la rimozione dell'attività. La corrispondente passività è rilevata nei fondi rischi e oneri. Gli oneri finanziari direttamente imputabili all'acquisizione, alla costruzione o alla produzione di un bene che giustifica una capitalizzazione ai sensi dello IAS 23 sono capitalizzati sul bene stesso come parte del suo costo. I costi sostenuti successivamente all'acquisto sono rilevati come un aumento del valore contabile dell'elemento cui si riferiscono, se è probabile che i futuri benefici derivanti dal costo sostenuto affluiranno alla Società e il costo dell'elemento può essere determinato attendibilmente. Tutti gli altri costi sono rilevati nel Conto economico nell'esercizio in cui sono sostenuti.

Ciascuna componente di un immobile, impianto e macchinario di valore significativo rispetto al valore complessivo del cespite cui appartiene è rilevata e ammortizzata separatamente.

Gli immobili, impianti e macchinari sono esposti al netto dei relativi ammortamenti accumulati e di eventuali perdite di valore. L'ammortamento è calcolato in quote costanti in base alla vita utile economico-tecnica stimata del bene, che è riesaminata con periodicità annuale ed eventuali cambiamenti sono riflessi prospetticamente. L'ammortamento delle immobilizzazioni inizia quando il bene è disponibile all'uso.

Qualora sussistano passività relative ad attività materiali, è rilevato un apposito fondo in contropartita all'attività a cui si riferisce; la rilevazione dell'onere a Conto economico avviene attraverso il processo di ammortamento dell'immobilizzazione materiale alla quale l'onere stesso si riferisce.

Gli immobili, impianti e macchinari sono eliminati contabilmente o al momento della loro dismissione o quando non è atteso alcun beneficio economico futuro dal loro utilizzo o dismissione. L'eventuale utile o perdita, rilevato a Conto economico, è determinato come differenza tra il corrispettivo netto derivante dalla dismissione e il valore netto contabile dei beni eliminati.

Le principali aliquote calcolate sulla base della vita utile sono le seguenti:

ALIQUOTE DI AMMORTAMENTO

Fabbricati civili e industriali	2,50%
Linee di trasporto	2,22%
Stazioni di trasformazione:
- Macchinario elettrico	2,38%
- Apparecchiature e attrezzature elettriche	3,13%
- Sistemi di automazione e controllo	6,70%
Sistemi centrali per la teleconduzione e controllo:
- Attrezzature, apparecchiature elettriche e impianti ausiliari	5,00%
- Calcolatori elettronici	10,00%

Si precisa che con riferimento alle linee di trasporto, la stima della vita utile è stata rivista per tener conto delle evidenze empiriche in termini principalmente di deterioramento fisico e obsolescenza tecnica; da tale analisi è risultato ragionevole per le linee di trasporto adeguare la vita economico tecnica attesa fino a 45 anni (dai 40 anni degli esercizi precedenti). L'ARERA, sulla base di considerazioni analoghe, ha operato una coerente rivisitazione della vita utile delle linee a fini regolatori (con la Delibera 654/2015/R/eel).

I terreni, sia liberi da costruzione sia annessi a fabbricati civili e industriali, non sono ammortizzati in quanto elementi a vita utile illimitata.

Gli immobili, impianti e macchinari acquisiti mediante contratti di leasing finanziario, attraverso i quali sono sostanzialmente trasferiti sulla Società tutti i rischi e i benefici legati alla proprietà, sono riconosciuti come attività della Società al loro fair value o, se inferiore, al valore attuale dei pagamenti minimi dovuti per il leasing, inclusa l'eventuale somma da pagare per l'esercizio dell'opzione di acquisto. La corrispondente passività verso il locatore è rappresentata tra i debiti finanziari. I beni sono ammortizzati applicando i criteri e le aliquote sopra indicati; nel caso in cui non esista la ragionevole certezza che se ne acquisti la proprietà al termine della locazione, essi sono ammortizzati lungo la durata della locazione stessa o la vita utile, se inferiore.

Attività immateriali

Le attività immateriali, tutte aventi vita utile definita, sono rilevate al costo e presentate al netto dei relativi ammortamenti accumulati e di eventuali perdite di valore. L'ammortamento ha inizio quando l'attività immateriale è disponibile all'uso ed è calcolato in modo sistematico a quote costanti in base alla vita utile stimata, che è riesaminata con periodicità annuale, ed eventuali cambiamenti di stima sono applicati prospetticamente.

Le attività immateriali sono sostanzialmente costituite dalla concessione a esercitare in maniera esclusiva l'attività di trasmissione e dispacciamento dell'energia elettrica ottenuta dalla Capogruppo Terna S.p.A. in data 1 novembre 2005 con l'acquisizione del ramo d'azienda TSO. Come stabilito dal DMAP 20 aprile 2005, tale concessione ha la durata di anni venticinque, rinnovabile per un periodo corrispondente, a decorrere dalla suddetta data di efficacia del trasferimento dal GSE (ex GRTN) a Terna S.p.A. delle attività, delle funzioni, dei beni, dei rapporti giuridici attivi e passivi relativi all'esercizio della concessione stessa. Tale attività immateriale è stata rilevata inizialmente al costo rappresentativo del fair value.

Le altre immobilizzazioni immateriali si riferiscono essenzialmente a sviluppi e evolutive software.

I costi di sviluppo sono capitalizzati dalla Società solo se possono essere determinati in modo attendibile e sussistono la possibilità tecnica e l'intenzione di completare l'attività immateriale in modo da essere disponibile per l'uso; sussiste la capacità di utilizzare l'attività immateriale ed è possibile dimostrare che genererà probabili benefici economici futuri.

Gli oneri finanziari direttamente imputabili all'acquisizione, alla costruzione o alla produzione di una immobilizzazione immateriale che giustifica una capitalizzazione ai sensi dello IAS 23 sono capitalizzati sul bene stesso come parte del suo costo.

Tutti gli altri costi di sviluppo e tutte le spese di ricerca sono rilevati a Conto economico quando sostenuti. Le suddette altre immobilizzazioni immateriali sono ammortizzate in un arco di tempo rappresentativo della vita utile residua, normalmente entro i tre anni, considerata l'alta obsolescenza di tali beni.

Diritti sull'infrastruttura

Comprendono le attività materiali e immateriali asservite all'attività di dispacciamento in Italia e allo svolgimento della concessione in Perù, svolte in regime di concessione, che rientrano nell'ambito di applicazione dell'IFRIC 12, essendo soddisfatti sia il presupposto della regolamentazione dei servizi sia il presupposto del controllo dell'interesse residuo. In particolare, tra le attività immateriali sono iscritti i diritti sull'infrastruttura rappresentati con l'Intangible Asset model, tenuto conto del regime tariffario che remunera l'attività, mediante il diritto di far pagare gli utenti del servizio pubblico.

I ricavi e i costi relativi all'attività di investimento sono rilevati su base contrattuale con riferimento alla fase di completamento; i ricavi rilevati durante la fase di costruzione sono limitati all'ammontare dei costi esterni e interni sostenuti per la fase di costruzione, tenuto conto che il fair value dei servizi di costruzione è assimilabile al costo di costruzione riconosciuto ai terzi appaltatori con l'aggiunta dei costi interni del personale tecnico impegnato nella suddetta attività di costruzione. I beni proseguono nel piano di ammortamento iniziale.

La rilevazione dei ricavi tariffari, invece, continua a essere effettuata secondo quanto previsto dallo dall'IFRS 15, mentre gli oneri finanziari continuano a essere capitalizzati, secondo quanto previsto dallo IAS 23.

L'IFRIC 12, invece, non è applicabile alla concessione della Capogruppo per la parte inerente le attività di trasmissione, dal momento che né la concessione né atti di legge prevedono che il concedente pubblico rientri in possesso della RTN, neanche tramite corresponsione di un indennizzo, così da divenirne proprietario.

Avviamento

L'avviamento, derivante dall'acquisizione di società controllate, è allocato a ciascuna delle "Cash Generating Unit" (di seguito CGU) identificate, coincidenti con le società del Gruppo proprietarie di reti di trasmissione dell'energia elettrica. Dopo l'iniziale iscrizione, l'avviamento non è ammortizzato ed è ridotto per eventuali perdite di valore, determinate secondo le modalità descritte nel seguito. L'avviamento relativo a partecipazioni in società collegate e in società a controllo congiunto è incluso nel valore di carico di tali società. Nel caso in cui dovesse emergere un avviamento negativo, è rilevato a Conto economico al momento dell'acquisizione.

Rimanenze

Le rimanenze di magazzino sono iscritte e valutate al minore tra il costo d'acquisto e il valore netto di presumibile realizzo. La configurazione di costo utilizzata è il costo medio ponderato che include gli oneri accessori di competenza. Per valore netto di presumibile realizzo si intende il prezzo di vendita stimato nel normale svolgimento delle attività al netto dei costi di completamento nonché dei costi stimati per realizzare la vendita.

Strumenti finanziari

Attività finanziarie

Il nuovo principio IFRS 9 - Strumenti finanziari, entrato in vigore il 1 gennaio 2018, si articola nelle seguenti fasi: classificazione e valutazione, derecognition, impairment, e hedge accounting.

Al fine di classificare e valutare gli strumenti finanziari, la Società iscrive le attività finanziarie al fair value comprensivo dei costi di transazione.

Le attività finanziarie rappresentate da strumenti di debito rientranti nell'ambito di applicazione del principio, possono essere valutate, sulla base del business model adottato per la gestione delle attività finanziarie e delle caratteristiche contrattuali dei flussi di cassa, al costo ammortizzato, al fair value rilevato nel conto economico complessivo e al fair value rilevato nel conto economico.

La società, secondo quanto previsto dal principio IFRS 9, individua la corretta classificazione sulla base delle risultanze del c.d. SSPI test ("solely payments of principal and interest"), secondo il quale possono essere iscritti al costo ammortizzato o al fair value con contropartita conto economico complessivo le attività che generano flussi finanziari che dipendono solamente dal capitale e dagli interessi sull'importo del capitale da restituire. Tale valutazione viene eseguita a livello di singolo strumento.

In particolare, la Società valuta le attività finanziarie:

• al costo ammortizzato, per le attività finanziarie detenute con l'obiettivo di incassare i flussi di cassa contrattuali che superano l'SPPI test, in quanto i flussi di cassa rappresentano esclusivamente pagamenti di capitale e interesse;
• al fair value con contropartita conto economico complessivo (FVOCI), quando l'attività finanziaria è posseduta nel quadro di un modello di business il cui obiettivo è conseguito sia mediante l'incasso dei flussi finanziari contrattuali che mediante la vendita delle attività finanziarie e i termini contrattuali dell'attività finanziaria prevedono a determinate date flussi finanziari rappresentati unicamente da pagamenti del capitale ed interessi determinati sull'importo del capitale da restituire. Le variazioni di fair value successive alla rilevazione iniziale sono rilevate con contropartita conto economico complessivo e riciclano a Conto economico in sede di derecognition;
• al fair value con contropartita Conto economico (FVTPL), per le attività che non sono detenute in uno dei business model di cui sopra. In tale categoria rientrano principalmente gli strumenti finanziari derivati detenuti con finalità di negoziazione e gli strumenti di debito i cui flussi contrattuali non sono rappresentati solo da capitale e interessi.

Crediti commerciali

I crediti commerciali sono inizialmente iscritti al fair value e successivamente valutati al costo ammortizzato usando il metodo del tasso di interesse effettivo. I crediti la cui scadenza rientra nei normali termini commerciali non sono attualizzati.

Secondo quanto previsto dal principio IFRS 9, infatti, i crediti commerciali della Società rientrano nel modello di business Held to collect, in quanto si tratta di attività detenute con l'obiettivo di realizzare i flussi di cassa prevalentemente tramite la raccolta dei soli flussi contrattuali, i crediti hanno prevalentemente scadenza entro i 12 mesi e non presentano una significativa componente finanziaria, e la Società non intende ricorrere ad operazioni di cessione di tali crediti.

I crediti commerciali sono iscritti al netto di eventuali perdite di valore iscritte in appositi fondi di svalutazione (identificate sulla base di quanto esposto nel paragrafo Fondo svalutazione crediti). Il nuovo principio IFRS 9, adottato a partire dal 1 gennaio 2018, ha introdotto l'applicazione di un modello basato sulle perdite attese su crediti (Expected Credit Loss), che prevede che la Società consideri le perdite su crediti attese, e le relative variazioni, ad ogni data di riferimento del bilancio, superando l'approccio previsto dallo IAS 39. Non è quindi più necessario che si verifichi un evento che metta in dubbio la recuperabilità del credito prima di riconoscere una perdita su crediti. Nello specifico, in relazione ai crediti commerciali, ai crediti da leasing finanziario e alle attività derivanti da contratti con i clienti, la Società ha applicato l'approccio semplificato indicato dall'IFRS 9 per misurare il fondo svalutazione crediti come perdita attesa lungo la vita del credito. La Società ha quindi determinato l'ammontare delle perdite su crediti attese attraverso l'utilizzo di una matrice di accantonamento, stimata in base all'esperienza storica delle perdite su crediti in base allo scaduto dei creditori, adeguata per riflettere le condizioni attuali e le stime in merito alle condizioni economiche future.

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti sono iscritti al valore nominale e comprendono i valori che possiedono i requisiti della disponibilità a vista o che sono prontamente convertibili in un ammontare noto di denaro e soggetto a un rischio di variazione del valore non rilevante.

Debiti commerciali

I debiti commerciali sono inizialmente iscritti al fair value e successivamente valutati al costo ammortizzato e, qualora la relativa scadenza rientri nei normali termini commerciali, non vengono attualizzati. L'introduzione dell'IFRS 9 non ha comportato significative variazioni nella contabilizzazione di tali debiti.

Passività finanziarie

Le passività finanziarie sono rilevate al costo alla "data di regolamento", rappresentato dal fair value delle passività al netto dei costi di transazione direttamente attribuibili. Successivamente, le passività finanziarie sono valutate con il criterio del costo ammortizzato, utilizzando il metodo del tasso di interesse effettivo originario; qualora tali passività siano oggetto di fair value hedge, detto valore è adeguato per riflettere le variazioni di fair value relativamente al rischio coperto.

La valutazione successiva delle passività finanziarie dipende dallo loro classificazione: passività finanziaria valutata al costo ammortizzato e al fair value rilevato nel conto economico.

Strumenti finanziari derivati

Gli strumenti derivati sono inizialmente rilevati al fair value alla data di negoziazione. I criteri che qualificano la relazione di copertura sono i seguenti:

• la relazione di copertura consiste solo di strumenti di copertura ammissibili ed elementi coperti ammissibili;
• all'inizio della relazione di copertura vi è una designazione e documentazione formale della relazione di copertura, degli obiettivi dell'entità nella gestione del rischio e della strategia nell'effettuare la copertura. La documentazione include l'individuazione dello strumento di copertura, dell'elemento coperto, della natura del rischio coperto e come l'entità valuterà se la relazione di copertura soddisfi i requisiti di efficacia della copertura (compresa la sua analisi delle fonti di inefficacia della copertura e di come essa determina il rapporto di copertura);

• il rapporto di copertura della relazione di copertura è lo stesso di quello risultante dalla quantità dell'elemento coperto che l'entità effettivamente copre e dalla quantità dello strumento di copertura che l'entità effettivamente utilizza per coprire tale quantità di elemento coperto.

La società dovrà cessare prospetticamente l'hedge accounting solo quando la relazione di copertura, o una parte di essa, cessa di soddisfare i criteri qualificanti, come ad esempio quando lo strumento giunge a scadenza o è venduto, cessato o esercitato. A questo scopo, la sostituzione o il riporto di uno strumento di copertura con un altro strumento di copertura non è una conclusione o una cessazione se tale sostituzione o rollover è parte coerente del documentato obiettivo del risk management.

Ai fini dell'hedge accounting, le coperture sono di tre tipi:

• copertura di fair value in caso di copertura dell'esposizione contro le variazioni del fair value dell'attività o passività rilevata o impegno irrevocabile non iscritto;
• copertura di flussi finanziari in caso di copertura dell'esposizione contro la variabilità dei flussi finanziari attribuibile a un particolare rischio associato con tutte le attività o passività rilevate o a un'operazione programmata altamente probabile o il rischio di valuta estera su impegno irrevocabile non iscritto;
• copertura di un investimento netto in una gestione estera.

Per i derivati che coprono il rischio di variazione dei flussi di cassa degli strumenti oggetto di copertura (cash flow hedge), le variazioni del fair value sono inizialmente rilevate nelle altre componenti del conto economico complessivo per la porzione qualificata come efficace e successivamente riciclate a Conto economico coerentemente agli effetti economici prodotti dall'operazione coperta. La porzione di fair value dello strumento di copertura che non soddisfa la condizione per essere qualificata come efficace è rilevata a Conto economico.

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

Le variazioni del fair value dei derivati che non soddisfano le condizioni per essere qualificati come di copertura, ai sensi degli IFRS/EU, sono rilevate a Conto economico.

Il fair value è determinato utilizzando le quotazioni ufficiali per gli strumenti scambiati in mercati regolamentati. Il fair value per gli strumenti non scambiati in mercati regolamentati è determinato attualizzando i flussi di cassa attesi alla curva dei tassi di interesse di mercato alla data di riferimento e convertendo i valori in divise diverse dall'euro ai cambi di fine periodo.

I contratti finanziari e non finanziari (che già non siano valutati al fair value) sono altresì analizzati per identificare l'esistenza di derivati "impliciti" (embedded) che devono essere scorporati e valutati al fair value.

Le suddette analisi sono effettuate sia al momento in cui si entra a far parte del contratto, sia quando avviene una rinegoziazione dello stesso che comporti una modifica significativa dei flussi finanziari originari connessi.

Benefici per i dipendenti

Le passività relative ai benefici riconosciuti ai dipendenti ed erogati in coincidenza o successivamente alla cessazione del rapporto di lavoro e relativa a programmi a benefici definiti (TFR, Ima1 , Isp2 , Sconto energia, Assistenza sanitaria Asem e altri benefici) o altri benefici a lungo termine (premio fedeltà) è iscritta al netto delle eventuali attività al servizio del piano ed è determinata, separatamente per ciascun piano, sulla base di ipotesi attuariali stimando l'ammontare dei benefici futuri che i dipendenti hanno maturato alla data di riferimento. La passività è rilevata per competenza lungo il periodo di maturazione del diritto. La valutazione della passività è effettuata da attuari indipendenti.

Fondi per rischi e oneri

Gli accantonamenti ai fondi per rischi e oneri sono rilevati quando, alla data di riferimento, in presenza di un'obbligazione legale o implicita nei confronti di terzi, derivante da un evento passato, è probabile che per soddisfare l'obbligazione si renda necessario un esborso di risorse il cui ammontare sia stimabile in modo attendibile. Se l'effetto è significativo, gli accantonamenti sono determinati attualizzando i flussi finanziari futuri

¹ Indennità mensilità aggiuntive.

² Indennità sostitutiva del preavviso.

attesi a un tasso di sconto che riflette la valutazione corrente del mercato del costo del denaro in relazione al tempo e, se applicabile, il rischio specifico applicabile all'obbligazione. Quando l'ammontare è attualizzato, l'adeguamento periodico del valore attuale determinato dovuto al fattore temporale è rilevato a Conto economico come onere finanziario. Se la passività è relativa ad attività materiali (esempio: smantellamento e ripristino siti), il fondo è rilevato in contropartita all'attività a cui si riferisce e la rilevazione dell'onere a Conto economico avviene attraverso il processo di ammortamento dell'immobilizzazione materiale stessa.

Le variazioni di stima sono riflesse nel Conto economico dell'esercizio in cui avviene la variazione, a eccezione di quelle di stima dei costi previsti per smantellamento, rimozione e bonifica, che risultino da cambiamenti nei tempi e negli impieghi di risorse economiche necessarie per estinguere l'obbligazione o riconducibili a una variazione significativa del tasso di sconto, che sono portate a incremento o a riduzione delle relative attività e imputate a Conto economico tramite il processo di ammortamento.

Contributi

I contributi pubblici sono rilevati quando esiste una ragionevole certezza che saranno ricevuti e che la Società rispetterà tutte le condizioni previste per la loro erogazione. I contributi ricevuti a fronte di specifici beni il cui valore è iscritto tra le immobilizzazioni sono rilevati, per gli impianti già in esercizio al 31 dicembre 2002, tra le altre passività e accreditati a Conto economico in relazione al periodo di ammortamento dei beni cui si riferiscono. A far data dall'esercizio 2003, per i nuovi impianti entrati in esercizio, i relativi contributi sono rilevati a diretta riduzione delle immobilizzazioni stesse.

I contributi in conto esercizio sono rilevati integralmente a Conto economico nel momento in cui sono soddisfatte le condizioni di iscrivibilità.

Ricavi

I ricavi della Società sono così articolati:

• Ricavi delle vendite e delle prestazioni, accolgono i ricavi derivanti da contratti con clienti, rientranti quindi nell'ambito di applicazione del principio contabile IFRS 15.

Secondo quanto previsto dall'IFRS 15, applicato dal 1 gennaio 2018, i ricavi derivanti da contratti con i clienti sono rilevati quando le performance obligation individuate nel contratto vengono soddisfatte ed il controllo dei beni e servizi è quindi trasferito al cliente per un ammontare che riflette il corrispettivo che la Società si aspetta di ricevere in cambio di tali beni o servizi.

Il principio prevede due diverse modalità per individuare il momento idoneo al riconoscimento dei ricavi attribuibili alle singole Performance obligation: all'inizio del contratto la Società valuta se i beni o servizi oggetto della performance obligation saranno trasferiti al cliente nel corso del tempo (over a period of time) oppure in un determinato momento (at a point in time):

• Ricavi delle vendite di beni, sono rilevati nel momento in cui il controllo del bene è trasferito all'acquirente (at a point in time). La Società considera se ci sono altre promesse nel contratto che rappresentano obbligazioni di fare sulle quali una parte del corrispettivo della transazione deve essere allocato. Nel determinare il prezzo della transazione di vendita, la Società considera gli effetti derivanti dalla presenza di corrispettivo variabile, di componenti di finanziamento significative, di corrispettivi non monetari e di corrispettivi da pagare al cliente (se presenti);
• Ricavi per la prestazione di servizi, sono rilevati con riferimento allo stato di completamento delle attività, secondo le previsioni dell'IFRS 15 (over a period of time).
• Altri ricavi e proventi, accolgono in particolare ricavi derivanti da contratti di leasing attivi (che a partire dal 1 gennaio 2019 saranno disciplinati dal principio IFRS 16) ed altri ricavi di carattere residuale, inclusi nell'ambito di applicazione dell'IFRS 15, derivanti da operazioni di vendita di beni che non rientrano nell'attività caratteristica della società.

Proventi e oneri finanziari

Gli oneri finanziari che sono direttamente imputabili all'acquisizione, alla costruzione o alla produzione di un bene che giustifica una capitalizzazione sono capitalizzati in quanto parte del costo del bene stesso. I beni materiali e immateriali interessati sono quelli che richiedono un periodo uguale o superiore a un anno prima di essere pronti per l'uso; gli oneri finanziari direttamente imputabili sono quelli che non sarebbero stati sostenuti se non fosse stata sostenuta la spesa per tale bene.

Nella misura in cui sono stati stipulati finanziamenti specifici, l'ammontare degli oneri finanziari capitalizzabili su quel bene è determinato come onere finanziario effettivo sostenuto per quel finanziamento, dedotto ogni provento finanziario derivante dall'investimento temporaneo di quei fondi. Per quanto concerne l'indebitamento genericamente ottenuto, l'ammontare degli oneri finanziari capitalizzabili è determinato applicando un tasso di capitalizzazione alle spese sostenute per quel bene che corrisponde alla media ponderata degli oneri finanziari relativi ai finanziamenti in essere durante l'esercizio, diversi da quelli ottenuti specificamente. L'ammontare degli oneri finanziari capitalizzati durante un esercizio, in ogni caso, non eccede l'ammontare degli oneri finanziari sostenuti durante quell'esercizio.

La data di inizio della capitalizzazione corrisponde alla data in cui per la prima volta sono soddisfatte tutte le seguenti condizioni: (a) sono stati sostenuti i costi per il bene; (b) sono stati sostenuti gli oneri finanziari; e (c) sono state intraprese le attività necessarie per predisporre il bene per il suo utilizzo previsto o per la vendita. La capitalizzazione degli oneri finanziari è interrotta quando tutte le operazioni necessarie per predisporre il bene nelle condizioni per il suo utilizzo previsto o la sua vendita sono sostanzialmente completate.

Il tasso di capitalizzazione medio utilizzato per l'esercizio 2018 è pari a circa 1,23% (per il 2017 era pari al 1,30%). I proventi e oneri finanziari, differenti da quelli capitalizzati, sono rilevati per competenza sulla base degli interessi maturati sul valore netto delle relative attività e passività finanziarie utilizzando il tasso di interesse effettivo.

Dividendi

I dividendi da società partecipate sono rilevati quando è stabilito il diritto degli azionisti a ricevere il pagamento. I dividendi e gli acconti sui dividendi pagabili agli azionisti sono rappresentati come movimento del patrimonio netto alla data in cui sono approvati, rispettivamente, dall'Assemblea degli Azionisti e dal Consiglio di Amministrazione.

Imposte sul reddito

Le imposte correnti sul reddito dell'esercizio, iscritte tra i "Debiti per imposte sul reddito" al netto di acconti versati, ovvero tra i "Crediti per imposte sul reddito" qualora il saldo netto delle voci descritte risulti a credito, sono determinate in base alla stima del reddito imponibile e in conformità alle disposizioni in vigore, tenendo conto delle esenzioni applicabili.

Le imposte sul reddito differite e anticipate sono calcolate sulle differenze temporanee tra i valori patrimoniali iscritti nel Bilancio di esercizio e i corrispondenti valori riconosciuti ai fini fiscali applicando l'aliquota d'imposta in vigore o che si presume in vigore alla data in cui le differenze temporanee si riverseranno, determinata sulla base delle aliquote d'imposta alla data di riferimento.

L'iscrizione di attività per imposte anticipate è effettuata quando il loro recupero è probabile, cioè quando si prevede che possano rendersi disponibili in futuro imponibili fiscali sufficienti a recuperare l'attività. La recuperabilità delle attività per imposte anticipate è riesaminata a ogni chiusura di periodo.

Le imposte differite sono iscritte, se esistenti, in ogni caso. Le imposte relative a componenti rilevati direttamente a conto economico complessivo sono imputate anch'esse a conto economico.

Nuovi principi contabili

Principi contabili internazionali entrati in vigore a partire dal 1 gennaio 2018

A partire dal 1 gennaio 2018 sono entrati in vigore due nuovi principi contabili, la cui applicazione non ha avuto impatti significativi per la Società, ed alcuni nuovi emendamenti ai principi già applicabili.

In particolare, in riferimento ai nuovi principi contabili, si segnalano:

IFRS 15 - Revenue from Contract with Customers

In data 29 ottobre 2016 è stato omologato dalla Commissione Europea il nuovo principio IFRS 15 sulla contabilizzazione dei ricavi. Il nuovo Standard ha introdotto un modello di rilevazione dei ricavi in cinque fasi, nello specifico: 1) si identifica il contratto con il cliente; 2) si identificano le Performance Obligations previste nel contratto; 3) si determina il prezzo della transazione; 4) si alloca il prezzo della transazione; 5) si rileva il ricavo quando la Performance Obligation è adempiuta. Secondo lo Standard, l'adempimento dell'obbligazione avviene quando il controllo dei beni o servizi sottostanti alla Performance Obligation è trasferito al cliente. Il controllo è definito come "la capacità di dirigere l'uso e ottenere sostanzialmente tutti i benefici residui dell'asset".

L'obiettivo è quello di creare un quadro di riferimento completo e omogeneo per la rilevazione dei ricavi, applicabile a tutti i contratti con i clienti (a eccezione dei contratti di leasing, dei contratti assicurativi e degli strumenti finanziari). Il nuovo principio ha sostituito tutti i precedenti requisiti presenti negli IFRS in tema di riconoscimento dei ricavi; in particolare ha sostituito i seguenti principi:

• IAS 11 Commesse Pluriennali e interpretazioni;
• IAS 18 Ricavi delle vendite e dei Servizi;
• IFRIC 13 Programmi di fidelizzazione della clientela;
• IFRIC 15 Accordi per la costruzione di immobili;
• IFRIC 18 Trasferimento di attività della clientela;
• SIC 31 Operazioni di scambio e servizi pubblicitari.

Inoltre, in data 31 ottobre 2016, la Commissione Europea ha omologato una guidance chiarificatrice di alcuni espedienti pratici e aspetti emersi nella discussione del TRG (Transition Resource Group for Revenue Recognition) relativi all'applicazione del nuovo principio IFRS 15: identificazione delle Performance Obligations, qualifica di "Principal versus Agent" e una guida applicativa sulle licenze. Il nuovo principio è entrato in vigore dal 1 gennaio 2018 con la possibilità di applicazione anticipata e retrospettica.

Terna ha applicato il nuovo standard dal 1 gennaio 2018, utilizzando il metodo retrospettico modificato, contabilizzando a patrimonio netto gli effetti cumulati derivanti dall'adozione dell'IFRS 15 alla data dell'applicazione iniziale, usufruendo inoltre dell'espediente pratico dei contratti completati.

IFRS 9 - Financial Instruments

In data 22 novembre 2016 la Commissione Europea ha omologato la versione finale del principio IFRS 9 - Strumenti finanziari - nella sua versione definitiva del 24 luglio 2014, che scaturisce da un iter complesso e articolato di sostituzione dello IAS 39, che si articola nelle seguenti fasi: classificazione e valutazione, derecognition, impairment, e hedge accounting. Il nuovo principio è entrato in vigore a partire dal 1 gennaio 2018 ed è consentita l'applicazione anticipata. Le principali novità del nuovo standard prevedono, tra l'altro, un'unica guidance di classificazione per ogni tipo di strumento finanziario includendo i requisiti per la rilevazione e misurazione, impairment, derecognition e sulla contabilizzazione dell'hedge accounting; le attività finanziarie saranno pertanto classificate nella loro interezza e non saranno soggette a complesse regole di separazione. Il nuovo criterio di classificazione degli strumenti finanziari si basa sul modello di gestione adottata dalla società per la gestione delle attività finanziarie con riferimento all'incasso dei flussi di cassa e sulle caratteristiche dei flussi di cassa contrattuali delle attività finanziarie stesse. Nell'ambito dell'impairment, è stato superato, reputandolo un punto di debolezza, il modello previsto dallo IAS 39 basato sul criterio dell'incurred loss, che rinviava la rilevazione delle perdite su crediti fino al momento del verificarsi del trigger event. Il nuovo IFRS 9 prevede un modello caratterizzato da una visione prospettica, che richiede la rilevazione immediata delle perdite su crediti previste nel corso della vita dello strumento finanziario, non essendo più necessario il verificarsi di un trigger event per la rilevazione delle perdite su crediti. Il nuovo principio ha concluso, inoltre, la fase del progetto sull'Hegde accounting, eccetto per le disposizioni relative al macro-hedge accounting che verranno pubblicate successivamente e prevede, tra le altre novità, la revisione sostanziale della contabilizzazione della copertura in modo tale da riflettere meglio in bilancio le attività di gestione del rischio.

Terna ha applicato il nuovo principio dal 1 gennaio 2018 retrospettivamente con riferimento alla classificazione e valutazione, derecognition e impairment con la rappresentazione a patrimonio netto degli effetti cumulati della prima applicazione alla data di transizione.

Nella tabella seguente sono evidenziate le variazioni allo schema di Stato Patrimoniale consolidato al 1 gennaio 2018 connesse all'applicazione dei due principi IFRS 15 e IFRS 9.

				(€)
	AL 31.12.2017	EFFETTO IFRS 9	EFFETTO IFRS 15	RIESPOSTO AL 01.01.2018
A - ATTIVITÀ NON CORRENTI
1 Immobili, impianti e macchinari	11.705.228.618			11.705.228.618
2 Avviamento	190.228.231			190.228.231
3 Attività immateriali	234.080.643			234.080.643
4 Attività per imposte anticipate
4 Attività finanziarie non correnti	1.009.659.871			1.009.659.871
5 Altre attività non correnti	3.526.176			3.526.176
Totale attività non correnti	13.142.723.539	-	-	13.142.723.539
B - ATTIVITÀ CORRENTI
1 Rimanenze	5.307.324			5.307.324
2 Crediti commerciali	1.142.545.872	(431.566)	-	1.142.114.306
3 Attività finanziarie correnti	213.317			213.317
4 Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	1.678.217.732	(1.408.479)	-	1.676.809.253
5 Crediti per imposte sul reddito	57.927.658			57.927.658
6 Altre attività correnti	63.226.507			63.226.507
Totale attività correnti	2.947.438.410	(1.840.045)	-	2.945.598.365
TOTALE ATTIVITÀ	16.090.161.949	(1.840.045)		16.088.321.904
C - PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO
1 Capitale sociale	442.198.240			442.198.240
2 Altre riserve	825.639.778			825.639.778
3 Utile e perdite accumulate	1.916.706.986	(1.344.885)	-	1.915.362.101
4 Acconto dividendo	(149.268.036)			(149.268.036)
5 Utile netto dell'esercizio	640.042.878			640.042.878
Totale Patrimonio netto	3.675.319.846	(1.344.885)	-	3.673.974.961
D - PASSIVITÀ NON CORRENTI
1 Finanziamenti a lungo termine	8.638.448.258			8.638.448.258
2 Benefici per i dipendenti	12.744.530			12.744.530
3 Fondi rischi e oneri	243.496.364	56.938	-	243.553.302
4 Passività per imposte differite	17.258.091	(552.098)	-	16.705.993
5 Passività finanziarie non correnti	9.904.232			9.904.232
6 Altre passività non correnti	181.316.955			181.316.955
Totale passività non correnti	9.103.168.430	(495.160)	-	9.102.673.270
E - PASSIVITÀ CORRENTI
1 Finanziamenti a breve termine	90.000.000			90.000.000
2 Quote correnti dei finanziamenti
a lungo termine	884.039.788			884.039.788
3 Debiti commerciali	2.106.382.361			2.106.382.361
5 Passività finanziarie correnti	105.682.938			105.682.938
6 Altre passività correnti	125.568.586			125.568.586
Totale passività correnti	3.311.673.673	-	-	3.311.673.673
TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO	16.090.161.949	(1.840.045)	-	16.088.321.904

		IAS 39	IFRS 9
		RECEIVABLES AND LOAN	HELD TO MATURITY	HELD TO COLLECT
	AL 01.01.2018	CREDITI	ATTIVITÀ DETENUTE FINO A SCADENZA	ATTIVITÀ FINANZIARIE VALUTATE AL COSTO AMMORTIZZATO
A - ATTIVITÀ NON CORRENTI
5. Attività finanziarie non
correnti	1.009.659.871	-	1.009.659.871	1.009.659.871
B - ATTIVITÀ CORRENTI
2. Crediti commerciali	1.142.114.306	1.142.114.306	-	1.142.114.306
3. Attività finanziarie correnti	213.317	-	213.317	213.317
4. Disponibilità liquide e
mezzi equivalenti	1.676.809.253	-	1.676.809.253	1.676.809.253
TOTALE ATTIVITÀ		1.142.114.306	2.686.682.441	3.828.796.747

					(€)
		IAS 39		IFRS 9
		OTHER FINANCIAL LIABILITIES	HEDGE ACCOUNTING	ALTRO	HEDGE ACCOUNTING
	AL 01.01.2018	PASSIVITÀ FINANZIARIE VALUTATE AL COSTO AMMORTIZZATO	DERIVATI CF HEDGE	PASSIVITÀ FINANZIARIE VALUTATE AL COSTO AMMORTIZZATO	DERIVATI CF HEDGE
C - PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO
2. Altre riserve	825.639.778	813.388.910	12.250.868	813.388.910	12.250.868
E - PASSIVITÀ NON CORRENTI
1. Finanziamenti a lungo termine	8.638.448.258	8.638.448.258	-	8.638.448.258	-
5. Passività finanziarie non correnti	9.904.232	-	9.904.232	-	9.904.232
F - PASSIVITÀ CORRENTI
1. Finanziamenti a breve termine	90.000.000	90.000.000	-	90.000.000	-
2. Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine	884.039.788	884.039.788	-	884.039.788	-
3. Debiti commerciali	2.106.382.361	2.106.382.361	-	2.106.382.361	-
5. Passività finanziarie correnti	105.682.938	105.682.938	-	105.682.938	-
TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO		12.637.942.255	22.155.100	12.637.942.255	22.155.100

(€)

Non sono attesi impatti rilevanti in merito ai nuovi emendamenti e interpretazioni, di seguito i principali:

IFRIC 22: Foreign Currency Transactions and Advance Consideration

In data 28 marzo 2018 la Commissione Europea ha omologato, con Regolamento 2018/519, l'interpretazione dello IAS 21 che fornisce una guida nella scelta del tasso di cambio da usare durante la registrazione di una transazione in valuta estera, nella circostanza in cui il corrispettivo è stato ricevuto o pagato in anticipo rispetto al riconoscimento delle attività relative.

Emendamento all'IFRS 15: Clarifications to IFRS 15 Revenue from Contracts with Customers

In data 31 ottobre 2017 la Commissione Europea ha omologato, con Regolamento 2017/1987, l'emendamento all'IFRS 15 che fornisce chiarimenti su alcuni requisiti del principio e propone un'agevolazione transitoria per le società che applicano il principio.

Emendamento all'IFRS 4: Applying IFRS 9 Financial Instruments with IFRS 4 Insurance Contracts

In data 3 novembre 2017 la Commissione Europea ha omologato, con Regolamento 2017/1988, le modifiche all'IFRS 4, che mirano a rimediare alle conseguenze contabili temporanee dello sfasamento tra la data di entrata in vigore dell'IFRS 9 e la data di entrata in vigore del nuovo principio contabile sui contratti assicurativi IFRS 17, che sostituisce l'IFRS 4.

Emendamento all'IFRS 2: Classification and Measurement of Share-based Payment Transactions

In data 26 febbraio 2018 la Commissione Europea con regolamento 2018/289 ha omologato un emendamento all'IFRS 2 che chiarisce la classificazione e la misurazione dei pagamenti basati su azioni.

Emendamento allo IAS 40: Transfers of Investment Property

In data 14 marzo 2018 è stato omologato dalla Commissione Europea, con regolamento 2018/400, l'emendamento allo IAS 40, che riguarda i riflessi contabili della modifica della destinazione d'uso di un immobile, ed in particolare chiarisce quali sono i casi in cui l'entità è autorizzata a qualificare un immobile come investimento immobiliare.

Principi contabili internazionali omologati ma ancora non entrati in vigore

IFRS 16 - Leases

Omologato in data 31 ottobre 2017 con regolamento 2017/1986, il nuovo principio IFRS 16 disciplina la contabilizzazione dei contratti di leasing, in sostituzione del precedente IAS 17. Tra le novità il nuovo principio, superando la distinzione fra leasing operativo e finanziario, fonda la rappresentazione contabile sul cosiddetto «right of use» approach, che uniforma per il locatario la contabilizzazione di qualsiasi tipologia di leasing. Il metodo di contabilizzazione per il locatore nel rispetto dell'IFRS 16 rimane sostanzialmente invariata rispetto all'attuale politica di accounting secondo lo IAS 17. I locatori continueranno a classificare tutti i leasing utilizzando lo stesso principio di classificazione dello IAS 17 e distingueranno due tipologie di leasing: leasing operativo e finanziario. Il principio include inoltre due deroghe alla rilevazione per i locatari quali - leasing di beni a "basso valore" (ad es. Personal computer o comunque con un valore unitario inferiore ai 5.000\$) e contratti di locazione a breve termine (cioè contratti di leasing con un periodo di affitto minore o uguale a 12 mesi). Secondo il modello contabile appena descritto, alla data di inizio di un leasing, il locatario rileverà una passività relativa ai canoni di affitto (cioè la passività per il leasing) e un'attività che rappresenta il diritto di utilizzare l'attività sottostante durante la durata del leasing (cioè, il diritto d'uso). I locatari saranno tenuti a rilevare separatamente gli interessi passivi sulla passività per il leasing e gli ammortamenti sul diritto d'uso.

Terna prevede di adottare il nuovo Standard dalla data di efficacia obbligatoria al 1 gennaio 2019, retroattivamente contabilizzando l'effetto cumulativo dell'applicazione iniziale dello Standard alla data dell'applicazione iniziale conformemente al paragrafo C8b) rilevando per i leasing classificati in precedenza come leasing operativi (ex IAS 17):

• a) la passività del leasing alla data d'applicazione iniziale al valore attuale dei restanti pagamenti dovuti per il leasing, attualizzati utilizzando il tasso di finanziamento marginale del locatario alla data dell'applicazione iniziale;
• b) l'attività consistente nel diritto di utilizzo pari alla passività del leasing rettificato per l'importo di eventuali ratei o risconti relativi al leasing rilevati nel prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria immediatamente prima della data dell'applicazione iniziale.

Terna si avvarrà delle deroghe proposte dal principio sui contratti di leasing per i quali i termini del contratto di locazione scadono entro 12 mesi dalla data di applicazione iniziale e i contratti di leasing per i quali l'attività sottostante ha un valore basso.

Terna si è inoltre avvalsa dell'espediente pratico previsto dallo Standard, escludendo dal calcolo i lease la cui durata termina entro i 12 mesi dalla data di applicazione iniziale dove tale durata è determinata in applicazione della guida nell'IFRS16. Tuttavia, come richiesto dal principio una specifica informativa a riguardo verrà fornita in sede di prima applicazione e su base continuativa.

Applicando tale modello Terna riconosce: (i) attività e passività per tutti i leasing con durata superiore ai dodici mesi; (ii) separatamente nel conto economico l'ammortamento dell'attività riconosciuta e gli interessi sul debito finanziario. Dalle analisi in corso di finalizzazione non si prevedono, per l'esercizio 2019, impatti significativi sul bilancio di Terna derivanti dall'applicazione del principio relativi alle maggiori immobilizzazioni (Diritti d'uso) e debiti di leasing.

Emendamento all'IFRS 9: Prepayment Features with Negative Compensation

Omologato in data 22 marzo 2018, con regolamento 2018/498 della Commissione Europea, l'emendamento all'IFRS 9 che consente di valutare al costo ammortizzato o FVOCI alcune attività finanziarie caratterizzate da un'opzione di estinzione anticipata con la cosiddetta compensazione negativa. L'emendamento entrerà in vigore a partire dal 1 gennaio 2019.

IFRIC 23 - Uncertainty over Income Tax Treatments

È stata omologata in data 23 ottobre 2018 dalla Commissione Europea, con regolamento 2018/1595, l'interpretazione IFRIC 23, in vigore dal 1 gennaio 2019. L'interpretazione chiarisce come applicare i requisiti relativi alla rilevazione e alla valutazione di cui allo IAS 12 quando vi sia incertezza sui trattamenti ai fini dell'imposta sul reddito. Fornisce quindi una guida per la contabilizzazione delle attività o passività fiscali, correnti o differite.

Principi contabili internazionali in corso di omologazione

Per quegli emendamenti, principi e interpretazioni di nuova emissione che non hanno completato l'iter per l'omologazione da parte dell'UE, ma che trattano di fattispecie presenti attualmente o potenzialmente nel Gruppo Terna, è in corso la valutazione degli eventuali impatti che la loro applicazione potrebbe determinare sui bilanci, tenendo in considerazione la decorrenza della loro efficacia. In particolare, tra questi, si segnalano:

IFRS 17 Insurance Contracts

Il nuovo principio per la contabilizzazione dei contratti assicurativi è stato pubblicato dallo IASB in data 18 maggio 2017, che ha sostituito l'"interim" standard IFRS 4. Nello specifico il principio definisce i nuovi principi di "recognition, measurement, presentation and disclosure" dei contratti di assicurazione. Il "General Model" di riferimento è basato sull'attualizzazione dei flussi di cassa attesi, l'esplicitazione di un "risk adjustment" e di un "Contractual Service Margin" che non può essere negativo e che rappresenta il valore attuale dei profitti up-front, rilasciati attraverso l'ammortamento dello stesso.

Emendamento allo IAS 28: Long-term Interests in Associates and Joint Ventures

In data 12 ottobre 2017 è stato pubblicato dallo IASB l'emendamento allo IAS 28 che chiarisce quali crediti a lungo termine fanno parte dell'investimento netto nella società collegata o joint venture.

Improvement to IFRSs (2015-2017 Cycle)

Pubblicato in data 12 dicembre 2017 dallo IASB l'annuale Improvement relativo al ciclo 2015-2017, che contiene emendamenti minori ai principi IFRS 3, IFRS 11, IAS 12 e IAS 23.

Emendamento allo IAS 19: Plan Amendment, Curtailment or Settlement

In data 7 febbraio 2018 è stato emanato dal Board l'emendamento allo IAS 19 che chiarisce come determinare le spese pensionistiche in caso di modifica di un piano a benefici definiti.

References to the Conceptual framework in IFRS Standards

Pubblicato in data 29 marzo 2018 l'emendamento al Conceptual Framework for Financial Reporting. Le principali modifiche riguardano un nuovo capitolo in tema di valutazione, migliori definizioni e guidance, in particolare con riferimento alla definizione di passività e chiarimenti di concetti come la prudenza e incertezza nelle valutazioni.

Emendamento all'IFRS 3: Definition of a Business

In data 22 ottobre 2018 è stato pubblicato dallo IASB l'emendamento all'IFRS 3, che individua una più chiara definizione di business, fornendo linee guida e casi esemplificativi per identificare quando un gruppo di attività ed asset costituisce un'attività aziendale, rientrando quindi nell'ambito di applicazione dell'IFRS 3.

Emendamento allo IAS 1 e IAS 8: Definition of material

Nell'ambito del progetto "Disclosure Initiative", in data 31 ottobre 2018 è stato pubblicato l'emendamento agli IAS 1 e IAS 8, che modifica la definizione di materialità nell'ambito dei due principi, al fine di uniformare e chiarire le definizioni oggi contenute negli standards e nel Conceptual Framework.

B. Informazioni sul Conto economico

Ricavi

1. RICAVI DELLE VENDITE E PRESTAZIONI - 1.892,9 MILIONI DI EURO (€/milioni)

	2018	2017	Δ
Corrispettivo CTR utilizzo di rete	1.657,4	1.674,6	(17,2)
Conguagli CTR esercizi pregressi	0,1	(0,1)	0,2
Qualità del servizio	7,4	7,4	-
Altri ricavi energia e da attività in concessione	168,6	133,0	35,6
Altre vendite e prestazioni	59,4	46,5	12,9
TOTALE	1.892,9	1.861,4	31,5

Corrispettivo CTR

La voce, pari a 1.657,5 milioni di euro, accoglie i ricavi del "core business" riferiti alla remunerazione spettante alla Società per l'utilizzo della Rete di Trasmissione Nazionale.

Il decremento dei ricavi per il corrispettivo CTR (-17,0 milioni di euro) deriva sostanzialmente dall'aggiornamento della tariffa che riflette il completamento nel 2017 della remunerazione dei lavori in corso e della riduzione dei volumi di energia trasportata, compensati dall'incremento della quota di proprietà della RTN. Il saldo include altresì gli impatti stimati della rivisitazione dei perimetri delle interconnessioni con l'estero.

Premi/(Penalità) qualità del servizio

La voce, pari a 7,4 milioni di euro, accoglie la valorizzazione del meccanismo di incentivazione ENSR previsto dalla Delibera 653/2015/r/eel, calcolata pro-quota tenuto conto della stima dei risultati complessivamente attesi nel periodo di regolazione 2016-2019.

Il dato non registra alcuna variazione rispetto all'esercizio precedente.

Altri ricavi energia

Si riferiscono al corrispettivo riconosciuto per il servizio di dispacciamento e misura (componente DIS, pari a 111,0 milioni di euro, oltre il riconoscimento nel corso dell'esercizio di alcuni oneri sorgenti non ricompresi nel corrispettivo di dispacciamento per 32,0 milioni di euro) e ai ricavi da costruzione e sviluppo delle infrastrutture in concessione iscritti a fronte dell'applicazione dell'IFRIC 12 (25,5 milioni di euro).

Rispetto all'esercizio precedente la voce registra un incremento pari a 35,6 milioni di euro, riconducibile principalmente all'incremento del corrispettivo DIS e agli altri oneri sopracitati (+31,2 milioni di euro).

Altre vendite e prestazioni

La voce "Altre vendite e prestazioni" ammonta a 59,4 milioni di euro e si riferisce in massima parte ai ricavi originati da servizi amministrativi, di assistenza e consulenza verso le controllate (22,5 milioni di euro, di cui 18,4 milioni di euro riferiti ai servizi resi a Terna Rete Italia S.p.A.) da servizi di connessione alla RTN (1,0 milioni di euro) e dal business Non Regolato (34,2 milioni di euro) principalmente relativi ai servizi di appoggio e housing di fibra ottica (22,5 milioni di euro).

Lo scostamento (+12,9 milioni di euro) rispetto all'esercizio precedente è dovuto principalmente ai seguenti fattori:

• variazione afferente l'appoggio e l'housing della fibra ottica per 22,5 milioni di euro, essenzialmente per la riclassifica dei ricavi in oggetto - lo scorso anno classificati tra gli altri ricavi e proventi - in applicazione del nuovo principio IFRS 15;
• minori ricavi per servizi di connessione (-4,2 milioni di euro);
• riduzione dei ricavi intercompany per servizi amministrativi, di assistenza e consulenza alle controllate (-3,9 milioni di euro);
• decremento degli altri ricavi del business Non Regolato (-1,2 milioni di euro).

Ricavi/costi passanti

La voce in esame rileva le partite economiche di ricavo e di costo di natura "passante" (il cui saldo risulta pertanto pari a zero) che si originano dalle transazioni di acquisto e vendita di energia, perfezionate ogni giorno con gli operatori del mercato elettrico. In particolare sono acquisite le misure di ciascun punto di immissione e di prelievo e vengono calcolate le differenze rispetto ai programmi definiti in esito ai mercati dell'energia. Tali differenze, dette sbilanciamenti, vengono valorizzate in accordo agli algoritmi definiti dal quadro regolatorio. L'onere netto risultante dalla valorizzazione degli sbilanciamenti e delle transazioni in acquisto e in vendita eseguite da Terna sul MSD è addebitato pro quota a ciascun consumatore tramite un apposito corrispettivo, detto Uplift.

Rileva altresì la quota di remunerazione che Terna riconosce agli altri proprietari della rete.

Di seguito un maggiore dettaglio delle componenti di tali operazioni.

			(€/milioni)
	2018	2017	Δ
Totale ricavi perimetro Borsa	3.860,1	4.039,8	(179,7)
- Uplift	1.648,4	2.093,5	(445,1)
- Vendite di Energia Elettrica	523,0	434,6	88,4
- Sbilanciamenti	506,2	543,6	(37,4)
- Rendita da congestione	331,1	368,0	(36,9)
- Load Profiling Illuminazione Pubblica	66,8	73,7	(6,9)
- Diritti utiliz. capacità di trasporto e Market coupling	337,8	297,6	40,2
- Interconnector/shipper	75,2	75,1	0,1
- Altri Ricavi partite passanti borsa	371,6	153,7	217,9
Totale ricavi fuori perimetro Borsa	1.443,4	1.389,4	54,0
- Ricavi CTR altri proprietari RTN	136,5	135,1	1,4
- Corrisp. a copertura unità essenziali	392,7	327,5	65,2
- Corrisp. remuneraz. disp. capacità di e.e.	277,5	208,9	68,6
- Corrisp. a copertura interrompibilità	279,5	359,8	(80,3)
- Corrisp. a copertura disp bt e salvaguardia	276,2	267,6	8,6
- Altri Ricavi partite passanti fuori borsa	81,0	90,5	(9,5)
TOTALE RICAVI ENERGIA PASSANTI	5.303,5	5.429,2	(125,7)
Totale costi perimetro Borsa	3.860,1	4.039,8	(179,7)
- Acquisti di Energia Elettrica	2.496,5	2.322,9	173,6
- Sbilanciamenti	331,5	771,3	(439,8)
- Rendita da congestione	217,1	280,6	(63,5)
- Load Profiling Illuminazione Pubblica	80,6	81,1	(0,5)
- Diritti utiliz. capacità di trasporto e Market coupling	136,1	116,0	20,1
- Interconnector/Shipper	366,8	330,8	36,0
- Altri costi partite passanti borsa	231,5	137,1	94,4
Totale servizi e canoni	1.443,4	1.389,4	54,0
- Costi CTR altri proprietari RTN	136,5	135,1	1,4
- Remunerazione delle unità essenziali	392,7	327,5	65,2
- Remuneraz. disponibilità capacità e.e.	277,5	208,9	68,6
- Remunerazione servizio interrompibilità	279,5	359,8	(80,3)
- Remunerazione disponibilità bt e salvaguardia	276,2	267,6	8,6
- Altri Costi partite passanti fuori borsa	81,0	90,5	(9,5)
TOTALE COSTI ENERGIA PASSANTI	5.303,5	5.429,2	(125,7)

Nel 2018 i ricavi di competenza afferenti il corrispettivo Uplift (inclusa la quota a copertura dei costi ITC-inter TSOs compensation e i recuperi pregressi) è risultato pari a 1.648,4 milioni di euro, in riduzione rispetto all'esercizio precedente di 445,1 milioni di euro, per effetto principalmente della riduzione degli oneri di sbilanciamento sia lato domanda che lato consumo, legata anche all'attuazione delle nuove normative in vigore da settembre 2017.

2. ALTRI RICAVI E PROVENTI - 74,7 MILIONI DI EURO (€/milioni)

	2018	2017	Δ
Affitto ramo azienda	35,0	33,6	1,4
Cessione diritti d'uso fibra ottica	10,3	11,0	(0,7)
Rimborsi assicurativi per danni	8,6	3,2	5,4
Contributi diversi	8,3	8,1	0,2
Plusvalenze da alienazioni parti d'impianto	3,2	2,3	0,9
Affitti attivi	3,0	25,3	(22,3)
Vendite a terzi	2,4	2,5	(0,1)
Sopravvenienze attive	1,3	1,8	(0,5)
Ricavi di altra natura	2,6	2,3	0,3
TOTALE	74,7	90,1	(15,4)

Nell'ambito della voce "Altri ricavi e proventi", le partite significative sono riferite al ricavo verso la controllata Terna Rete Italia S.p.A. per il canone di affitto ramo di competenza (35,0 milioni di euro), alla cessione dei diritti d'uso sulla fibra ottica (10,3 milioni di euro), ai rimborsi assicurativi per danni sugli impianti (8,6 milioni di euro), ai contributi diversi (8,3 milioni di euro) prevalentemente per le commesse per varianti, oltre che alle plusvalenze da alienazione parti di impianto 3,2 milioni di euro.

Il decremento della voce per 15,4 milioni di euro deriva principalmente dal dato 2017 che accoglieva i ricavi l'appoggio e l'housing della fibra ottica per 22,1 milioni di euro, a partire dal 2018 rilevati nell'ambito dei ricavi delle vendite e prestazioni in applicazione del nuovo principio IFRS 15, come in precedenza commentato. Rileva altresì l'incremento dei rimborsi assicurativi per 5,4 milioni di euro.

Costi operativi

3. MATERIE PRIME E MATERIALI DI CONSUMO UTILIZZATI - 5,3 MILIONI DI EURO

La voce, pari a 5,3 milioni di euro, include il valore degli acquisti di materiali e forniture diverse, tra le quali i carburanti per la gestione del parco macchine. Il decremento di 4,8 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente è ascrivibile sostanzialmente a materiali nell'ambito delle telecomunicazioni.

	2018	2017	Δ
Prestazioni, servizi tecnici e amministrative intersocietarie	306,7	297,6	9,1
Manutenzioni e servizi vari	35,7	32,0	3,7
Godimento beni di terzi	11,7	9,6	2,1
Assicurazioni	6,1	6,2	(0,1)
Teletrasmissione e telefonia	0,4	0,3	0,1
Servizi informatici	2,7	2,4	0,3
Appalti su impianti	1,3	1,7	(0,4)
TOTALE	364,6	349,8	14,8

4. SERVIZI - 364,6 MILIONI DI EURO (€/milioni)

La voce "Prestazioni, servizi tecnici e amministrative intersocietarie" accoglie i costi di competenza in esecuzione di appositi contratti intercompany (306,7 milioni di euro), riferiti in massima alla controllata Terna Rete Italia S.p.A. per la manutenzione e la conduzione degli impianti di proprietà (270,7 milioni di euro), per le attività di investimento per lo sviluppo degli impianti della Società finalizzati al servizio di trasmissione e di dispacciamento (22,9 milioni di euro) e per le attività e servizi effettuati su impianti di terzi (5,1 milioni di euro); include anche il premio sulle performance legate alla qualità del servizio di trasmissione attribuito a Terna Rete Italia S.p.A. (+2,3 milioni di euro).

Si precisa che i costi relativi agli emolumenti di competenza riferiti al Collegio Sindacale ammontano a 0,2 milioni di euro.

Al netto dei costi rilevati in applicazione dell'IFRIC 12 per le attività di sviluppo delle infrastrutture del dispacciamento (che aumentano di 3,0 milioni di euro), l'incremento della voce "Servizi" è pari a 11,8 milioni di euro e dipende principalmente dalla riduzione dei costi per prestazioni intersocietarie in esecuzione di appositi contratti in essere e dagli aggiornamenti normativi per i canoni di attraversamento in alcune Regioni. Nell'attuale assetto organizzativo del Gruppo Terna, le attività di investimento per lo sviluppo e il rinnovo delle infrastrutture del dispacciamento sono svolte oltre che dalla stessa Terna S.p.A. anche dalla controllata Terna Rete Italia S.p.A.; il relativo costo è addebitato totalmente nell'ambito della voce "Servizi" quale prestazione/servizio ricevuto dalla controllata. Nel prospetto seguente sono dettagliati i costi ex IFRIC 12 rilevati nell'ambito della voce in commento.

		(€/milioni)
	2018	2017	Δ
Servizi informatici	0,2	0,3	(0,1)
Appalti su impianti	0,2	0,3	(0,1)
Manutenzione e servizi vari	0,6	0,0	0,6
Costi per servizi da investimenti su infrastrutture del dispacciamento ex IFRIC 12	1,0	0,6	0,4
Costi per servizi ex IFRIC 12 - Prestazioni da Terna Rete Italia S.p.A.	19,7	17,1	2,6
TOTALE COSTI PER SERVIZI DA INVESTIMENTI SU INFRASTRUTTURE DEL DISPACCIAMENTO EX IFRIC 12	20,7	17,7	3,0

5. COSTO DEL PERSONALE - 63,9 MILIONI DI EURO (€/milioni)

	2018	2017	Δ
Salari, stipendi ed altri benefici a breve termine	63,2	56,4	6,8
Compensi agli amministratori	1,7	1,8	(0,1)
TFR, sconto energia e altri benefici ai dipendenti	2,2	(8,8)	11,0
Incentivo all'esodo	-	19,6	(19,6)
Costo del personale lordo	67,1	69,0	(1,9)
Costo del personale capitalizzato	(3,2)	(3,0)	(0,2)
TOTALE	63,9	66,0	(2,1)

Il costo del personale rileva un decremento pari a 2,1 milioni di euro principalmente per effetto di maggiori accantonamenti per il piano esodo effettuati nell'esercizio 2017 al netto dell'aumento della consistenza media per l'avvio delle nuove iniziative previste nel Piano strategico 2018-2022.

Si riporta nel prospetto seguente la consistenza dei dipendenti per categoria di appartenenza alla data di fine anno e la consistenza media.

	CONSISTENZA MEDIA		CONSISTENZA FINALE
UNITÀ	2018	2017	31.12.2018	31.12.2017
Dirigenti	37	33	36	34
Quadri	208	173	221	175
Impiegati	355	277	391	298
TOTALE	600	483	648	507

6. AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI - 517,9 MILIONI DI EURO		(€/milioni)
	2018	2017	Δ
Ammortamento attività immateriali	46,5	46,3	0,2
- di cui Diritti sull'infrastruttura	22,8	24,8	(2,0)
Ammortamento Immobili, impianti e macchinari	457,3	438,0	19,3
Svalutazioni immobili, impianti e macchinari	13,4	9,3	4,1
Svalutazioni delle attività correnti	0,7	1,6	(0,9)
TOTALE	517,9	495,2	22,7

L'incremento della voce per 22,7 milioni di euro riflette principalmente l'entrata in esercizio di nuovi impianti.

7. ALTRI COSTI OPERATIVI - 18,2 MILIONI DI EURO			(€/milioni)
	2018	2017	Δ
Imposte, tasse e tributi locali	5,3	4,5	0,8
Oneri qualità del servizio	5,1	10,5	(5,4)
di cui Mitigazione e Compartecipazione	3,1	7,7	(4,6)
di cui Fondo Eventi Eccezionali	1,9	2,4	(0,5)
di cui Meccanismi di indennizzo utenti in Alta Tensione	0,1	0,4	(0,3)
Sopravvenienze nette	0,6	0,9	(0,3)
Adeguamento Fondo vertenze e contenzioso	(2,8)	9,2	(12,0)
Minusvalenze alienazioni/dismissione impianti	0,2	0,6	(0,4)
Altri costi operativi	9,8	13,3	(3,5)
TOTALE	18,2	39,0	(20,8)

Le componenti più rilevanti della voce sono rappresentate dai costi per imposte, tasse e tributi locali (5,3 milioni di euro, di cui 3,2 milioni di euro per Tosap e Tares), dagli oneri netti per la qualità del servizio (5,1 milioni di euro) e da altri costi operativi (9,8 milioni di euro) che includono quote associative e contributi con riferimento ad enti e associazioni attinenti le attività della Società, liberalità ed altri oneri.

Il decremento della voce pari a 20,8 milioni di euro deriva sostanzialmente:

• dall'adeguamento del fondo vertenze e contenziosi della società (-12,0 milioni di euro) principalmente per l'esito favorevole di alcuni contenziosi sorti nell'esercizio precedente;
• dalla valorizzazione degli oneri netti derivanti dai meccanismi per la regolazione della qualità del servizio, per effetto sostanzialmente dei maggiori oneri sostenuti nel 2017 per 5,4 milioni di euro, in relazione agli eventi occorsi nel centro-sud Italia, rispetto alle disalimentazioni del 2018 riferite essenzialmente agli eventi nel Nord Italia del mese di ottobre;
• dal decremento degli altri costi operativi (-3,5 milioni di euro) principalmente per maggiori oneri sorgenti verso l'ARERA accantonati nello scorso esercizio.

8. PROVENTI/(ONERI) FINANZIARI - (78,5) MILIONI DI EURO (€/milioni)

	2018	2017	Δ
ONERI FINANZIARI
Oneri finanziari da Cassa Depositi e Prestiti	(3,0)	(3,7)	0,7
Interessi passivi su finanziamenti m/l termine e relative coperture	(98,7)	(94,0)	(4,7)
Attualizzazione TFR ed altri fondi del personale	(0,2)	(0,4)	0,2
Oneri finanziari capitalizzati	15,1	12,3	2,8
Altri oneri finanziari	(0,6)	(9,1)	8,5
Differenze di cambio negative	(4,2)	(0,7)	(3,5)
Totale oneri	(91,6)	(95,6)	4,0
PROVENTI FINANZIARI
Dividendi da collegate	1,1	1,1	-
Proventi finanziari da controllate	7,0	0,9	6,1
Adeguamento Prestiti Obbligazionari e relative coperture	-	2,7	(2,7)
Interessi attivi e altri proventi finanziari	5,0	1,1	3,9
Totale proventi	13,1	5,8	7,3
TOTALE	(78,5)	(89,8)	11,3

La gestione finanziaria dell'esercizio rileva oneri finanziari netti pari a 78,5 milioni di euro riferibili per 91,6 milioni di euro a oneri finanziari e per 13,1 milioni di euro a proventi finanziari. Il decremento degli oneri finanziari netti rispetto all'esercizio precedente, per 11,3 milioni di euro, è riferibile principalmente ai seguenti fattori:

• maggiori oneri finanziari capitalizzati (2,8 milioni di euro) legati all'incremento degli investimenti della Società nell'esercizio;
• maggiori interessi attivi e altri proventi finanziari (3,9 milioni di euro) imputabili alla maggiore liquidità investita nell'anno e al maggiore rendimento a essa associato;
• maggiori proventi finanziari derivanti dai rapporti intercompany con le società controllate (6,1 milioni di euro);
• incremento degli oneri finanziari inerenti l'indebitamento a medio e lungo termine e relative coperture (-4,7 milioni di euro) imputabile principalmente all'incremento del tasso di inflazione nel corso del 2018.

9. IMPOSTE DELL'ESERCIZIO - 257,9 MILIONI DI EURO			(€/milioni)
	2018	2017	Δ
Imposte correnti:
- IRES	241,7	243,2	(1,5)
- IRAP	51,9	54,0	(2,1)
Totale imposte correnti	293,6	297,2	(3,6)
Insorgenza differenze temporanee:
- anticipate	(12,4)	(18,6)	6,2
Riversamento differenze temporanee:
- anticipate	19,4	15,9	3,5
- differite	(31,1)	(30,0)	(1,1)
Totale imposte differite (attive a passive)	(24,1)	(32,7)	8,6
Rettifiche imposte anni precedenti	(11,6)	(2,9)	(8,7)
TOTALE	257,9	261,6	(3,7)

Le imposte correnti a carico dell'esercizio sono pari a 293,6 milioni di euro, in riduzione rispetto all'esercizio precedente di 3,6 milioni di euro, essenzialmente per l'impatto positivo dell'Aiuto alla Crescita Economica (ACE) e del maxi ammortamento in capo alla Società e delle minori poste indeducibili ai fini IRAP rispetto all'esercizio precedente.

Le imposte differite nette, pari a -24,1 milioni di euro, registrano una variazione pari a +8,6 milioni di euro, riconducibile principalmente alla maggiore insorgenza netta di anticipate sostanzialmente connessa alla movimentazione dei fondi rischi e oneri.

Le rettifiche delle imposte riferite ad anni precedenti, pari a -11,6 milioni di euro, sono relative alle maggiori imposte correnti rilevate negli anni pregressi, e rilevano un decremento di 8,7 milioni di euro.

L'incidenza effettiva delle imposte dell'esercizio (257,9 milioni di euro) sul risultato ante imposte è pari al 28,1% in riduzione rispetto al 29,0% del 2017. Allo scopo di meglio evidenziare la riconciliazione tra onere fiscale teorico e onere fiscale effettivo rilevato in bilancio, di seguito si rappresenta il prospetto di raccordo del tax rate teorico con quello effettivo dell'esercizio.

			(€/milioni)
	IMPONIBILE	IMPOSTA	Δ %
Risultato d'esercizio ante imposte	919,2
IRES - Onere fiscale teorico
(aliquota 24,0%)		220,6
IRAP - Onere fiscale teorico
(aliquota 5,10% su Risultato operativo pari ad 997,7 milioni di euro )		50,9
		271,5
TAX RATE TEORICO			29,5%
Differenze permanenti IRES
Benefici dipendenti		0,8	0,1%
Sopravvenienze e minusvalenze		0,7	0,1%
Svalutazioni		0,5	0,1%
Quote associative		0,5	0,1%
Altre variazioni in aumento/diminuzione		0,6	0,1%
Dividendi		(0,2)	-
IMU		(0,5)	(0,1%)
IRAP - art 6 Legge 28/01/2009		(1,2)	(0,2%)
Maxi-ammortamento		(3,2)	(0,4%)
ACE Agevolazione per la crescita economica		(3,7)	(0,4%)
Differenze permanenti IRAP
Oneri finanziari capitalizzati		0,8	0,1%
Costo personale		0,2	-
Tax rate effettivo al netto rettifiche imposte anni precedenti			29,0%
Imposte anni precedenti		(3,9)	(0,4%)
One - off		(7,7)	(0,8%)
Rilascio imposte anticipate Premi e incentivi Deducibili		2,7	0,3%
Totale imposte a carico dell'esercizio		257,9
TAX RATE EFFETTIVO			28,1%

C. Settori operativi

In coerenza con quanto indicato nell'"IFRS 8 - Settori operativi", per le società che pubblicano in un unico fascicolo il Bilancio consolidato di una controllante e il bilancio separato di tale controllante, l'informativa di settore è presentata solo con riferimento al Bilancio consolidato.

D. Informazioni sul prospetto della Situazione patrimoniale-finanziaria

Attivo

10. IMMOBILI, IMPIANTI E MACCHINARI - 12.035,0 MILIONI DI EURO

							(€/milioni)
	TERRENI	FABBRICATI	IMPIANTI E MACCHINARIO	ATTREZZ. INDUSTR. COMMERC.	ALTRI BENI	IMMOB. IN CORSO E ACCONTI	TOTALE
COSTO AL 01.01.2018	127,6	1.798,6	16.048,1	88,2	139,8	1.350,3	19.552,6
Investimenti	0,4	0,9	4,9	3,0	3,6	821,5	834,3
Passaggi in esercizio	8,4	77,2	557,4	4,6	6,8	(654,4)	-
Acquisizioni infragruppo	-	-	1,8	-	-	5,5	7,3
Altre acquisizioni	-	-	1,5	-	-	(1,5)	-
Disinvestimenti e svalutazioni	(0,1)	(0,3)	(37,5)	0,1	(0,2)	(13,1)	(51,3)
Altri movimenti		-	(8,6)	-	-	(31,9)	(40,5)
Riclassifiche	(0,5)	2,7	-	-	-	-	2,2
COSTO AL 31.12.2018	135,8	1.879,1	16.567,6	95,7	150,0	1.476,4	20.304,6
AMM.TI ACCUMULATI E SVALUTAZIONI AL 01.01.2018	-	(516,1)	(7.155,5)	(70,7)	(105,1)	-	(7.847,4)
Ammortamenti dell'esercizio	-	(44,1)	(397,6)	(4,3)	(11,3)	-	(457,3)
Acquisizioni infragruppo	-	-	(0,7)	-	-	-	(0,7)
Disinvestimenti	-	0,1	35,7	0,1	0,2	-	36,1
Riclassifiche	-	(0,3)	-	-	-	-	(0,3)
AMM.TI ACCUMULATI E SVALUTAZIONI AL 31.12.2018	-	(560,4)	(7.518,1)	(74,9)	(116,2)	-	(8.269,6)
Valore contabile
AL 31.12.2018	135,8	1.318,7	9.049,5	20,8	33,8	1.476,4	12.035,0
AL 31.12.2017	127,6	1.282,5	8.892,6	17,5	34,7	1.350,3	11.705,2
Δ	8,2	36,2	156,9	3,3	(0,9)	126,1	329,8

La categoria "Impianti e macchinari" include essenzialmente la rete di trasporto dell'energia e le stazioni di trasformazione in Italia.

La voce "Immobili, impianti e macchinari" registra un incremento rispetto all'esercizio precedente, pari a 329,8 milioni di euro, sostanzialmente per effetto delle ordinarie movimentazioni intervenute nell'esercizio riferite a investimenti dell'esercizio (+834,3 milioni di euro), ammortamenti di competenza (-457,3 milioni di euro), altri movimenti (-40,5 milioni di euro) relativi ai contributi in conto impianti (prevalentemente progetti finanziati dal MISE/UE) e ai disinvestimenti e svalutazioni (-15,2 milioni di euro). Riflette altresì le seguenti acquisizioni infragruppo:

• dalla controllata Rete S.r.l., in data 7 dicembre 2018, di n.14 c.d. "Sistemi Integrati" destinati al controllo funzionale di sottostazioni facente parte della Rete Elettrica di Trasmissione Nazionale, a fronte di un corrispettivo pari a 5,5 milioni di euro;
• dalla controllata Terna Energy Solutions S.r.l., nel corso del mese di dicembre, di n. 2 SCRI per un corrispettivo pari a 1,1 milioni di euro.

Con riferimento ai principali progetti dell'esercizio nell'ambito del Regolato si segnala in particolare: avanzamento delle attività di realizzazione delle opere di interconnessione con l'estero relative alle linee "Italia - Montenegro" (26,5 milioni di euro) e "Italia-Francia" (56,1 milioni di euro), ampliamento rete in fibra ottica progetto "Fiber for the Grid" (40,2 milioni di euro), realizzazione della "Cavi Laguna" (23,6 milioni di euro) e dell'interconnessione Penisola Sorrentina (17,5 milioni di euro), riassetto città di Napoli (16 milioni di euro), proseguimento delle installazioni di dispositivi di mitigazione rischio ghiaccio e neve (11,1 milioni), realizzazione elettrodotto Foggia-Benevento II (10,8 milioni di euro) e adeguamento portate elettrodotti Nord-Ovest (10,7 milioni).

•

11. AVVIAMENTO - 190,2 MILIONI DI EURO

L'avviamento, pari a 190,2 milioni di euro, è riferito al valore derivante dall'apporto di fusione delle controllate RTL (88,6 milioni di euro, incorporata nel 2008) e di Terna Rete Italia S.r.l. (101,6 milioni di euro incorporata nel 2017).

La voce non rileva scostamenti rispetto all'esercizio precedente.

Impairment test

Cash Generating Unit - perimetro delle attività di trasmissione di Terna S.p.A.

Ai fini dell'esercizio di impairment è stata considerata la Cash Generating Unit (CGU) riferibile al perimetro delle Attività Regolate di Terna S.p.A.. Ai fini della determinazione del valore recuperabile dell'avviamento allocato al perimetro delle attività di trasmissione di Gruppo è stata utilizzata la configurazione del fair value less cost of disposal. In particolare il fair value less cost of disposal è stato determinato sulla base della quotazione di Borsa del titolo Terna al 31 dicembre 2018, opportunamente rettificata della stima del fair value delle attività e passività non attribuibili al gruppo di CGU relativo al perimetro delle attività di trasmissione. Il risultato ottenuto risulta significativamente superiore al valore iscritto in bilancio comprensivo dell'avviamento.

(€/milioni)

12. ATTIVITÀ IMMATERIALI - 237,5 MILIONI DI EURO

DIRITTI SULL'INFRASTRUTTURA	CONCESSIONI	ALTRE ATTIVITÀ	IMMOB. IN CORSO E ACCONTI	TOTALE
411,0	135,4	221,0	34,3	801,7
(308,1)	(68,1)	(191,4)	-	(567,6)
102,9	67,3	29,6	34,3	234,1
-	-	-	51,8	51,8
20,0	-	32,0	(52,0)	-
(22,8)	(5,6)	(18,1)	-	(46,5)
(1,9)	-	-	-	(1,9)
98,2	61,7	43,5	34,1	237,5
428,5	135,4	253,0	34,1	851,0
(330,3)	(73,7)	(209,5)	-	(613,5)
98,2	61,7	43,5	34,1	237,5
(4,7)	(5,6)	13,9	(0,2)	3,4

Le attività immateriali ammontano a 237,5 milioni di euro e rilevano in particolare:

• le infrastrutture utilizzate per il servizio di dispacciamento svolte in concessione e contabilizzate, secondo quanto previsto dall'"IFRIC 12 - Accordi per servizi di concessione", per un valore netto contabile al 31 dicembre 2018 pari a 98,2 milioni di euro per le infrastrutture entrate in esercizio e 25,1 milioni di euro per le infrastrutture in costruzione incluse nella categoria "Immobilizzazioni in corso e acconti" (al 31 dicembre 2017 pari rispettivamente a 102,9 milioni di euro e 20,3 milioni di euro);
• la concessione delle attività di trasmissione e dispacciamento dell'energia elettrica nel territorio nazionale (pari a un valore netto contabile di 61,7 milioni di euro al 31 dicembre 2018), di durata venticinquennale iscritta nel corso del 2005, inizialmente al fair value e successivamente valutata al costo.

Le altre attività immateriali comprendono principalmente i software applicativi, prodotti internamente o acquisiti nell'ambito della realizzazione di programmi di evoluzione e sviluppo dei sistemi. Gli investimenti dell'esercizio a esse relativi (26,7 milioni di euro) sono realizzati essenzialmente attraverso sviluppo interno. Lo scostamento della voce rispetto all'esercizio precedente (+3,4 milioni di euro) è attribuibile essenzialmente all'effetto netto degli investimenti (51,8 milioni di euro, di cui 25,1 milioni di euro per i diritti sull'infrastruttura) e degli ammortamenti (46,5 milioni di euro).

(€/milioni)

Con riferimento agli investimenti dell'esercizio in attività immateriali (51,8 milioni di euro) si segnalano in particolare quelli relativi allo sviluppo e all'evoluzione di software applicativi per il Sistema di Telecontrollo del Dispacciamento (11,2 milioni di euro), per la Borsa Elettrica (4,1 milioni di euro), per il Sistema Metering (1 milione di euro) e per la difesa del Sistema Elettrico (2,1 milioni di euro), nonché per le applicazioni software e le licenze d'uso generiche (24,6 milioni di euro).

13. ATTIVITÀ PER IMPOSTE ANTICIPATE -18,2 MILIONI DI EURO

31.12.2017 MODIFICA SALDI APERTURA 1/01/2018 ACCAN-TONAMENTI UTILIZZI E ALTRI MOVIMENTI PATRIMONIALI IMPATTI RILEVATI NEL CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO 31.12.2018 IMPOSTE ANTICIPATE Fondo rischi e oneri 38,5 - 7,3 (10,8) - 35,0 Fondo svalutazione crediti 2,9 - - - - 2,9 Passività verso i dipendenti 6,9 - 1,9 (2,9) - 5,9 Derivati CFH 3,8 - - - 10,6 14,4 Affrancamento avviamento 34,5 - - (5,5) - 29,0 Altro - - 3,2 - - 3,2 Valutazione Strumenti Finanziari - IFRS 9 - 0,6 - - - 0,6 TOTALE IMPOSTE ANTICIPATE 86,6 0,6 12,4 (19,4) 10,6 91,0 IMPOSTE DIFFERITE Immobili, impianti e macchinari (100,8) - - 31,1 - (69,7) Benefici al personale e strumenti finanziari (3,1) - - - - (3,1) TOTALE IMPOSTE DIFFERITE (103,9) - - 31,1 - (72,8) ATTIVITÀ NETTE PER IMPOSTE ANTICIPATE (17,3) 0,6 12,4 12,6 10,6 18,2

Il saldo della voce, pari a 18,2 milioni di euro, accoglie le risultanze nette delle movimentazioni relative alle attività per imposte anticipate e di quelle riferite alle passività per imposte differite della Società.

Le attività per imposte anticipate (91,0 milioni di euro) evidenziano un incremento netto di 4,4 milioni rispetto all'esercizio precedente, riferibile alle seguenti movimentazioni:

• accantonamenti per 10,6 milioni di euro, imputabili all'effetto fiscale che non ha impatto a Conto economico, della movimentazione degli strumenti finanziari di cash flow hedge;
• utilizzi netti per 3,5 milioni di euro relativi alla movimentazione dell'esercizio dei fondi rischi ed oneri principalmente con riferimento a vertenze e contenziosi (-1,5 milioni di euro) e alla movimentazione dei fondi attinenti la qualità del servizio (-0,9 milioni di euro);
• utilizzo, pari a 5,5 milioni di euro, delle quote di competenza delle imposte anticipate stanziate per l'affrancamento dell'avviamento iscritto a seguito dell'operazione di incorporazione di RTL e, a partire da questo esercizio, dell'avviamento iscritto per la fusione di Terna Rete Italia S.r.l.

Le passività per imposte differite (72,8 milioni di euro) rilevano un decremento di 31,1 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente, imputabile all'utilizzo degli accantonamenti pregressi per ammortamenti aggiuntivi rispetto alle quote economico-tecniche, comprensivo del rilascio netto per la quota di ammortamento dell'esercizio.

14. ATTIVITÀ FINANZIARIE

		(€/milioni)
	MISURAZIONE	31.12.2018	31.12.2017	Δ
Partecipazione in imprese controllate	al costo	975,5	916,5	59,0
Partecipazione in imprese collegate	al costo	44,5	47,8	(3,3)
Finanziamento verso controllate	costo ammortizzato	10,0	-	10,0
Deposito Garanzia Interconnector	costo ammortizzato	61,1	42,2	18,9
Altre attività finanziarie non correnti		-	3,2	(3,2)
ATTIVITÀ FINANZIARIE NON CORRENTI		1.091,1	1.009,7	81,4
Finanziamento a breve verso controllate	costo ammortizzato	89,5	-	89,5
Titoli di Stato	FVTOCI	402,6	-	402,6
Derivato CFH	Fair value	1,3	-	1,3
Altre attività finanziarie correnti		0,6	0,2	0,4
ATTIVITÀ FINANZIARIE CORRENTI		494,0	0,2	493,8

La voce "Attività finanziarie non correnti" rileva le seguenti partite.

Il valore delle "Partecipazioni in imprese controllate" (975,5 milioni di euro) è relativo alle partecipazioni in imprese controllate detenute direttamente da Terna S.p.A. e registra un aumento di 59 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2017 corrispondente all'aumento di capitale sottoscritto nella controllata Terna Crna Gora d.o.o..

Il valore delle "Partecipazioni in imprese collegate" (44,5 milioni di euro) si riferisce alle partecipazioni nelle società collegate CGES - CrnoGorski Elektroprenosni Sistem AD (26,7 milioni di euro), CESI S.p.A. (pari a 17,6 milioni di euro) e CORESO S.A. (pari a 0,2 milioni di euro) e rileva un decremento rispetto all'esercizio precedente di 3,3 milioni di euro pari alla riduzione della partecipazione in CGES per il dividendo deliberato a fine 2018.

Di seguito si riporta un prospetto riepilogativo delle partecipazioni in imprese controllate, collegate e a controllo congiunto detenute direttamente da Terna S.p.A., al 31 dicembre 2018, con i dati relativi all'ultimo bilancio approvato.

DENOMINAZIONE	SEDE LEGALE	VALUTA	CAPITALE SOCIALE	% DI PARTECIPAZIONE	VALORE DI BILANCIO EURO
CONTROLLATE DIRETTAMENTE DA TERNA S.P.A.
Terna Rete Italia S.p.A.	Roma	Euro	120.000	100%	3.120.000
Attività	Progettazione, realizzazione, gestione, sviluppo, esercizio e manutenzione di linee e di strutture a rete e di altre infrastrutture connesse a tali reti, di impianti e apparecchiature funzionali alle predette attività nei settori della trasmissione e del dispacciamento dell'energia elettrica e in settori analoghi, affini o connessi.
Terna Crna Gora d.o.o.	Podgorica (Montenegro)	Euro	173.000.000	100%	173.000.000
Attività	Autorizzazione, realizzazione e gestione delle infrastrutture di trasmissione costituenti l'interconnessione elettrica Italia Montenegro in territorio montenegrino.
Terna Plus S.r.l.	Roma	Euro	16.050.000	100%	16.861.553
Attività	Progettazione, realizzazione, gestione, sviluppo, esercizio e manutenzione di impianti, apparecchiature e infrastrutture anche a rete e di sistemi, ivi inclusi di accumulo diffuso di energia e di pompaggio e/o stoccaggio.
Terna Interconnector S.r.l.	Roma	Euro	10.000	65%*	19.926
Attività	Responsabile delle attività di realizzazione e gestione della parte privata dell'interconnessione Italia-Francia e delle opere civili della parte pubblica.
Monita Interconnector S.r.l. Roma		Euro	10.000	95%**	39.500
Attività	Responsabile delle attività di realizzazione e gestione della parte privata dell'interconnessione Italia-Montenegro.
Rete S.r.l.	Roma	Euro	387.267.082	100%	770.214.773
Attività	Progettazione, realizzazione, gestione, sviluppo, esercizio e manutenzione di linee elettriche ad Alta Tensione.
Difebal S.A.	Montevideo (Uruguay)	Pesos Uruguayano	140.000	100%	3.597
Attività	Progettazione, costruzione e manutenzione di infrastrutture elettriche in territorio uruguaiano.
Terna Energy Solutions S.r.l.	Roma	Euro	2.000.000	100%	12.282.156
Attività	Progettazione, realizzazione, gestione, sviluppo, esercizio e manutenzione di sistemi di accumulo diffuso di energia, di sistemi di pompaggio e/o di stoccaggio, di impianti, apparecchiature e infrastrutture anche a rete; occuparsi di ricerca, consulenza ed assistenza sulle questioni relative al core business; condurre qualsiasi altra attività che consenta una migliore utilizzazione e valorizzazione delle strutture, risorse e competenze impiegate.
Resia Interconnector S.r.l.	Roma	Euro	10.000	100%	10.000
Attività	Progettazione, realizzazione, gestione sviluppo, esercizio e manutenzione, anche per conto terzi, di linee e di strutture a rete e di altre infrastrutture a tali reti connesse, di impianti e apparecchiature funzionali alle attività nel settore della trasmissione dell'energia elettrica, o in settori analoghi, affini o connessi ed è stata costituita per far fronte agli obblighi assunti dagli Assegnatari ai fini dell'implementazione dell'interconnessione con l'Austria.

* 5% detenuto da Terna Rete Italia S.p.A. e 30% detenuto da Transenergia S.r.l.

** 5% detenuto da Terna Rete Italia S.p.A.

DENOMINAZIONE	SEDE LEGALE	VALUTA	CAPITALE SOCIALE	% DI PARTECIPAZIONE	VALORE DI BILANCIO EURO
SOCIETÀ COLLEGATE
Cesi S.p.A.	Milano	Euro	8.550.000	42,698%	17.563.381
Attività	Ricerca sperimentale e prestazione di servizi inerenti l'elettrotecnica.
Coreso S.A.	Bruxelles (Belgio)	Euro	1.000.000	15,84%	210.742
Attività	Centro tecnico di proprietà di diversi operatori di trasmissione di energia elettrica, che svolge attività di coordinamento tecnico congiunto dei TSO, per il miglioramento e potenziamento della sicurezza e coordinamento del sistema elettrico nell'Europa Centro-occidentale.
CGES A.D.	Podgorica (Montenegro)		Euro 155.108.283	22,0889%	26.694.419
Attività	Operatore della trasmissione e del dispacciamento dell'energia elettrica in Montenegro.

SOCIETÀ SOTTOPOSTA A CONTROLLO CONGIUNTO

ELMED Etudes S.a.r.l.	Tunisi (Tunisia)	Dinaro Tunisino	2.700.000	50%	-
Attività	Attività di studio concernenti il collegamento delle reti elettriche Italiana e tunisina.

La voce rileva altresì il deposito per il fondo di garanzia Interconnector (61,1 milioni di euro) istituito per la realizzazione delle opere di interconnessione di cui all'art. 32 della Legge 99/09 in aumento rispetto all'esercizio precedente di 18,9 milioni di euro, e il finanziamento concesso nel corso del 2018 da Terna S.p.A. alla controllata in Uruguay pari a 10 milioni di euro (incluso nell'ambito dell'Indebitamento finanziario netto).

La voce "Attività finanziarie correnti" mostra un incremento rispetto all'esercizio precedente pari a 493,8 milioni di euro imputabile prevalentemente all'acquisto di Titoli di Stato per 400 milioni di euro con scadenza dicembre 2019, ai finanziamenti concessi nel corso dell'anno da Terna S.p.A. alle controllate brasiliane pari complessivamente a 89,5 milioni di euro e alla rilevazione del relativo derivato su cambi acceso a copertura degli effetti legati ai finanziamenti stessi.

15. ALTRE ATTIVITÀ

			(€/milioni)
	31.12.2018	31.12.2017	Δ
Prestiti e anticipazioni ai dipendenti	3,6	3,0	0,6
Depositi presso terzi	0,7	0,6	0,1
ALTRE ATTIVITÀ NON CORRENTI	4,3	3,6	0,7
Crediti verso collegate	3,3	-	3,3
Altri crediti tributari	4,8	50,5	(45,7)
Altre attività correnti - Fondo Garanzia Interconnector	4,0	4,1	(0,1)
Anticipi a fornitori	1,2	0,8	0,4
Risconti e Ratei attivi operativi	4,5	5,1	(0,6)
Crediti verso altri	2,7	2,7	-
ALTRE ATTIVITÀ CORRENTI	20,5	63,2	(42,7)

Le "Altre attività non correnti" (4,3 milioni di euro) rilevano un incremento rispetto all'esercizio precedente di 0,7 milioni di euro imputabile essenzialmente a prestiti e anticipazioni erogate ai dipendenti.

La voce "Altre attività correnti", pari a 20,5 milioni di euro, rileva un decremento di 42,7 di euro milioni rispetto al 31 dicembre 2017, riferibile essenzialmente a:

• riduzione degli "altri crediti tributari" (-45,7 milioni di euro) imputabile principalmente al decremento della posizione creditoria verso l'erario per IVA (-46,9 milioni di euro) derivante sostanzialmente dai maggiori acconti versati nell'esercizio precedente per effetto del Decreto Ministeriale del 27 giugno 2017;
• rilevazione dei crediti verso la collegata CGES (+3,3 milioni di euro) per il dividendo deliberato a fine anno.

16. RIMANENZE - 0 MILIONI DI EURO

La voce pari a zero al 31 dicembre 2018, rileva una variazione di -5,3 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2017 per effetto della rappresentazione nella voce "Immobili, impianti e macchinari" dei beni destinati alla valorizzazione tramite i contratti di concessione dei diritti d'uso ("contratti IRU").

17. CREDITI COMMERCIALI - 1.090,0 MILIONI DI EURO

			(€/milioni)
	31.12.2018	31.12.2017	Δ
Crediti partite energia	743,7	772,8	(29,1)
Crediti per corrispettivo CTR	310,8	312,2	(1,4)
Altri crediti commerciali	17,6	34,0	(16,4)
Crediti verso controllate	17,9	23,6	(5,7)
TOTALE	1.090,0	1.142,6	(52,6)

I crediti commerciali ammontano a 1.090,0 milioni di euro e sono valorizzati al netto delle perdite di valore, riferite a partite ritenute inesigibili e iscritte, a rettifica, nel fondo svalutazione crediti (26,1 milioni di euro per partite energia e 11,9 milioni di euro per altre partite nel 2018, contro 27 milioni di euro per partite energia e 11,3 milioni di euro per altre partite nel 2017); il valore contabile esposto approssima sostanzialmente il fair value.

Crediti partite energia/regolate - 743,7 milioni di euro

La voce accoglie i crediti per le cosiddette "partite passanti" inerenti all'attività svolta dalla Società ex Delibera 111/06 (715 milioni di euro) e i crediti verso gli utenti del dispacciamento per i corrispettivi a margine (13,9 milioni di euro); include inoltre la partita creditoria verso Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali (CSEA) riferita alla qualità del servizio per la valorizzazione delle performance ENSR (14,8 milioni di euro).

Il saldo registra complessivamente un decremento di 29,1 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente imputabile essenzialmente ai Crediti per partite energia passanti (-30,9 milioni di euro), in particolare per il minor corrispettivo Uplift (-68,9 milioni di euro) che riflette la riduzione degli oneri netti da recuperare legati sia al Mercato dei Servizi di Dispacciamento - MSD sia agli sbilanciamenti (i cui crediti aumentano rispettivamente di 32,2 e di 20,3 milioni di euro). La variazione risente anche della riduzione dei crediti verso gli utenti del dispacciamento per l'esercizio del servizio di interrompibilità (41,6 milioni di euro), in parte compensata dalla partita creditoria dovuta da CSEA a garanzia della totale copertura del suddetto servizio (28,3 milioni di euro).

Crediti per corrispettivo CTR - 310,8 milioni di euro

Il credito per il corrispettivo CTR, pari a 310,8 milioni di euro, è correlato alla remunerazione riconosciuta alla Società e ad altri proprietari per l'utilizzo della Rete di Trasmissione Nazionale da parte di distributori di energia elettrica. Il credito anzidetto rileva un decremento di 1,4 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2017, imputabile principalmente al meccanismo di recupero delle partite one-off rilevate nel 2017 per l'anticipazione dell'effetto legato all'aggiustamento tariffario degli investimenti.

Altri crediti commerciali - 17,6 milioni di euro

Gli altri crediti commerciali, pari a 17,6 milioni di euro rilevano un decremento di 16,4 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente, in particolare per incassi ricevuti nell'esercizio di crediti pregressi della Società nell'ambito del business Non Regolato.

Crediti verso controllate - 17,9 milioni di euro

La voce, pari a 17,9 milioni di euro, è relativa sostanzialmente al credito nei confronti della controllata Terna Rete Italia S.p.A. (13,9 milioni di euro), relativo principalmente alle prestazioni consuntivate nell'ultimo periodo dell'esercizio in esecuzione dei contratti in essere principalmente per il canone per l'affitto del ramo d'azienda (10,0 milioni di euro) e per i servizi amministrativi (1,9 milioni di euro). La voce rileva un decremento rispetto all'esercizio precedente (-5,7 milioni di euro) per effetto sostanzialmente dei minori crediti verso la controllata Terna Rete Italia S.p.A., per 6,4 milioni di euro, che riflettono in particolare la riduzione dei crediti relativi ai servizi amministrativi (-4,2 milioni di euro, derivante dall'adeguamento del corrispettivo al perimetro di attività consuntivato a fine 2018) e alla qualità del servizio (-3,1 milioni di euro) per il credito in essere al 31 dicembre 2017 rispetto all'impatto 2018 rilevato nell'ambito dei "Debiti commerciali".

L'importo delle garanzie bancarie rilasciate a terzi nell'interesse delle società del Gruppo al 31 dicembre 2018 è pari a 212,4 milioni di euro che risultano suddivisi come segue: 104,1 milioni di euro nell'interesse di Terna S.p.A., 39,2 milioni di euro nell'interesse della società Terna Interconnector S.r.l., 43,5 milioni di euro nell'interesse della società Terna Rete Italia S.p.A., 9,5 milioni di euro nell'interesse della società Terna Plus S.r.l., 11,2 milioni di euro nell'interesse della società Difebal S.A., 3,4 milioni di euro nell'interesse della società Rete S.r.l., 1,5 milioni di euro nell'interesse della società Terna Energy Solution S.r.l..

18. DISPONIBILITÀ LIQUIDE E MEZZI EQUIVALENTI - 945,1 MILIONI DI EURO

Le disponibilità liquide al 31 dicembre 2018 ammontano a 945,1 milioni di euro, di cui 751,5 milioni di euro di liquidità investita in depositi a breve termine e prontamente liquidabili e 193,6 milioni di euro di liquidità netta positiva sui conti correnti bancari (di cui -204,8 milioni di euro quale posizione netta del c/c di tesoreria intersocietario).

19. CREDITI PER IMPOSTE SUL REDDITO - 16,0 MILIONI DI EURO

I crediti per imposte sul reddito, pari a 16 milioni di euro, si decrementano di 41,9 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente, essenzialmente per la posizione creditoria verso l'Erario rilevata a fine 2017 rispetto alla posizione debitoria rilevata al 31 dicembre 2018 nella voce "Debiti per imposte sul reddito", cui si rinvia, per effetto in particolare dei maggiori acconti versati nell'esercizio precedente nell'ambito del consolidato fiscale (determinati sulla maggiore aliquota IRES relativa al 2016).

Passivo

20. PATRIMONIO NETTO - 3.850,9 MILIONI DI EURO

Capitale sociale - 442,2 milioni di euro

Il capitale sociale di Terna è rappresentato da numero 2.009.992.000 azioni ordinarie nominali di 0,22 euro ciascuna.

Riserva legale - 88,4 milioni di euro

La riserva legale rappresenta il 20% del capitale sociale della Società; la stessa non ha subito variazioni rispetto all'esercizio precedente.

Altre riserve - 704,1 milioni di euro

Le altre riserve rilevano un decremento di 33,2 milioni di euro, per effetto delle altre componenti del Conto economico complessivo per l'adeguamento al fair value degli strumenti derivati di copertura sui finanziamenti a tasso variabile della Società - cash flow hedge (-31,3 milioni di euro, al netto del relativo effetto fiscale pari a 10,0 milioni di euro).

Utili e perdite accumulate - 2.113,1 milioni di euro

L'incremento dell'esercizio della voce "Utili e perdite accumulate", pari a 196,4 milioni di euro, si riferisce alla destinazione del valore residuo dell'utile netto conseguito nell'esercizio 2017, rispetto alla distribuzione del dividendo dello stesso esercizio (pari complessivamente a 442,2 milioni di euro).

Acconto sul dividendo 2018

Il Consiglio di Amministrazione della Società, acquisito il parere della Società di Revisione previsto dall'articolo 2433-bis del Codice Civile, ha deliberato, in data 9 novembre 2018, la distribuzione di un acconto sul dividendo pari a 158,2 milioni di euro ed equivalente a 0,0787 euro per azione, che è stato posto in pagamento a decorrere dal 21 novembre 2018, previo stacco della cedola n. 29 in data 19 novembre 2018.

Di seguito si espone il dettaglio delle singole voci del patrimonio netto alla data di chiusura dell'esercizio, con specificazione della loro origine, disponibilità e distribuibilità.

			(€/milioni)
	31.12.2018	POSSIBILITÀ DI UTILIZZAZIONE	QUOTA DISPONIBILE
Capitale sociale	442,2	-	-
Riserva legale	88,4	B	88,4
Altre riserve
- di capitale	416,1	A, B, C	416,1
- di utili (perdite) attuariali su benefici ai dipendenti e di cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale	(45,5)	-	-
- di utili	333,5	A, B, C	333,5
Utili portati a nuovo	2.113,1	A, B, C	2.113,1
Acconto dividendi	(158,2)	A, B, C	-
TOTALE	3.189,6

Legenda:

A - per aumento di capitale B - per copertura perdite

C - per distribuzione ai soci

La quota distribuibile fa riferimento per 538,8 milioni di euro a riserve di utili che non hanno scontato l'imposta.

21. FINANZIAMENTI E PASSIVITÀ FINANZIARIE

			(€/milioni)
	31.12.2018	31.12.2017	Δ
Prestiti Obbligazionari	6.563,2	6.541,9	21,3
Finanziamenti bancari	1.608,7	2.096,6	(487,9)
FINANZIAMENTI A LUNGO TERMINE	8.171,9	8.638,5	(466,6)
Derivati CFH	59,1	9,9	49,2
PASSIVITÀ FINANZIARIE NON CORRENTI	59,1	9,9	49,2
FINANZIAMENTI A BREVE TERMINE	-	90,0	(90,0)
Prestiti Obbligazionari	616,7	749,9	(133,2)
Finanziamenti bancari	613,1	134,1	479,0
QUOTE CORRENTI DEI FINANZIAMENTI A LUNGO TERMINE	1.229,8	884,0	345,8
TOTALE	9.460,8	9.622,4	(161,6)

I finanziamenti e le passività finanziarie dell'esercizio sono diminuiti di 161,6 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente, attestandosi a 9.460,8 milioni di euro.

Il decremento dei prestiti obbligazionari (-111,9 milioni di euro) è attribuibile per -750 milioni di euro al rimborso dell'emissione obbligazionaria del 16 ottobre 2012, per +750 milioni di euro all'emissione obbligazionaria green lanciata il 23 luglio 2018 e per -111,9 milioni di euro all'adeguamento al costo ammortizzato degli stessi strumenti finanziari.

Le quotazioni ufficiali delle obbligazioni emesse registrate alla Borsa del Lussemburgo sono di seguito dettagliate per ultima quotazione al 31.12.2018 e al 31.12.2017:

		(€)
	PREZZO AL 31.12.2018	PREZZO AL 31.12.2017
Bond scadenza 2024:	120,51	128,98
Bond scadenza 2023:	127,61*	135,46
Bond scadenza 2019:	103,62	108,74
Bond scadenza 2026:	103,52	102,85
Bond scadenza 2021:	109,79	114,80
Bond scadenza 2022:	100,64	102,50
Bond scadenza 2028:	89,83	96,16
Bond scadenza 2027:	94,53	100,51
Bond scadenza 2018:	-	100,38
Bond scadenza 2023 (Green Bond):	100,17	-

* Fonte BNP Paribas, in mancanza di quotazioni aggiornate fonti Reuters e Bloomberg.

I finanziamenti non correnti registrano un decremento di 8,9 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente, dovuto principalmente a:

• tiraggio di un nuovo finanziamento BEI per 130,0 milioni di euro;

• rimborso delle quote scadute dei finanziamenti BEI e dei leasing in essere per 132,4 milioni di euro.

Finanziamenti a lungo termine

	PERIODO DI SCADENZA			31.12.2017 31.12.2018* QUOTA CON SCADENZA ENTRO 12 MESI	QUOTA CON SCADENZA OLTRE 12 MESI	2020	2021	2022	2023	2024	OLTRE	TASSO MEDIO DI INTERESSE AL 31.12.2017	TASSO MEDIO D'INTERESSE NETTO COPERTURE AL 31.12.2018
Prestiti Obb.	2024	1.013,4	982,9	-	982,9	-	-	-	-	982,9	-	4,90%	0,86%
Prestiti Obb. IL	2023	692,9	679,2	-	679,2	-	-	-	679,2	-	-	2,73%	0,30%
Prestiti Obb. PP	2019	638,7	616,7	616,7		-	-	-	-	-	-	4,88%	1,14%
Prestiti Obb. PP	2026	78,8	78,9	-	78,9	-	-	-	-	-	78,9	1,60%	1,79%
Prestiti Obb. 1250	2021	1.388,7	1.345,9	-	1.345,9		- 1.345,9	-	-	-	-	4,75%	1,20%
Prestiti Obb. 1250	2022	996,8	997,6	-	997,6	-	-	997,6	-	-	-	0,88%	0,95%
Prestiti Obb. 1000	2018	749,9		-		-	-	-	-	-	-	2,88%	2,99%
Prestiti Obb. 750	2028	740,1	740,9	-	740,9	-	-	-	-	-	740,9	1,00%	1,19%
Prestiti Obb. 750	2027	992,5	993,2	-	993,2	-	-	-	-	-	993,2	1,38%	1,45%
Prestiti Obb. 1000	2023	-	744,6	-	744,6	-	-	-	744,6	-	-	0,00%	1,16%
BEI	2039	238,6	368,6	-	368,6	-	-	4,6	20,5	20,5	323,0	1,44%	1,44%
Totale tasso fisso		7.530,4	7.548,5	616,7	6.931,8						- 1.345,9 1.002,2 1.444,3 1.003,4 2.136,0
BEI	2030	1.488,3	1.355,9	111,3	1.244,6 116,1		116,7	128,6	112,7	112,7	657,8	0,25%	1,12%
CDP	2019	500,0	500,0	500,0	-	-	-	-	-	-	-	0,93%	1,04%
Leasing	2019-2021-2022	3,8	1,9	1,8	0,1	0,1	-	-	-	-	-	0,88%	0,88%
Totale tasso variabile		1.992,1	1.857,8	613,1	1.244,7 116,2		116,7	128,6	112,7	112,7	657,8
TOTALE		9.522,5	9.406,3	1.229,8	8.176,5			116,2 1.462,6 1.130,8 1.557,0 1.116,1			2.793,8

* Il saldo non include le commissioni riscontate pari a 4,6 milioni di euro.

Il valore complessivo dei finanziamenti di Terna al 31 dicembre 2018 è pari a 9.406,3 milioni di euro (1.229,8 milioni di euro con scadenza entro 12 mesi e 8.176,5 milioni di euro con scadenza oltre i 12 mesi), di cui 2.793,8 milioni di euro con scadenza successiva al quinto esercizio.

Nella tabella che segue viene rappresentata la movimentazione dell'indebitamento a lungo termine intervenuta nel corso dell'anno, con indicazione del debito nozionale:

	31.12.2017		RIMB. E	TIRAGGI	ALTRO	Δ	31.12.2018
	DEBITO NOZIONALE	VALORE CONTABILE	VALORE DI MERCATO	CAPITALIZZ.			VALORE CONTAB.	DEBITO NOZION.	VALORE CONTAB.	VALORE DI MERCATO
Prestito obbligazionario 2024	800,0	1.013,4	1.031,8			(30,5)	(30,5)	800,0	982,9	964,1
Prestito obbligazionario IL	570,5	692,9	677,3			(13,7)	(13,7)	579,0	679,2	638,1
Private Placement 2019	600,0	638,7	652,4			(22,0)	(22,0)	600,0	616,7	621,7
Private Placement 2026	80,0	78,8	82,3			0,1	0,1	80,0	78,9	82,8
Prestito obbligazionario 2021	1.250,0	1.388,7	1.435,0			(42,8)	(42,8)	1.250,0	1.345,9	1.372,4
Prestito obbligazionario 2022	1.000,0	996,8	1.025,0			0,8	0,8	1.000,0	997,6	1.006,4
Prestito obbligazionario 2018	750,0	749,9	752,8	(750,0)		0,1	(749,9)
Prestito obbligazionario 2028	750,0	740,1	721,2			0,8	0,8	750,0	740,9	673,7
Prestito obbligazionario 2027	1.000,0	992,5	1.005,2			0,7	0,7	1.000,0	993,2	945,3
Prestito obbligazionario 2023					750,0	(5,4)	744,6	750,0	744,6	751,3
Totale Prestiti obbligazionari	6.800,5	7.291,8	7.383,0	(750,0)	750,0	(111,9)	(111,9)	6.809,0	7.179,9	7.055,8
Finanziamenti	2.230,7	2.230,7	2.235,5	(132,4)	130,0	(6,5)	(8,9)	2.285,3	2.221,8	2.301,2
Totale finanziamenti	2.230,7	2.230,7	2.235,5	(132,4)	130,0	(6,5)	(8,9)	2.285,3	2.221,8	2.301,2
Tot. Indebitamento finanziario	9.031,2	9.522,5	9.618,5	(882,4)	880,0	(118,4)	(120,8)	9.094,3	9.401,7	9.357,0

Al 31 dicembre 2018, Terna dispone di una capacità addizionale di debito di 2.450,0 milioni di euro rappresentata da tre revolving credit facility sottoscritte nel corso di dicembre 2015, luglio 2016 e settembre 2018, cui si aggiunge la capacità addizionale di circa 806 milioni di euro per linee bancarie uncommitted e di circa 46 milioni di euro per finanziamenti sottoscritti, ma non ancora erogati. In tabella è riportato, inoltre, così come previsto dall'IFRS 7, il fair value dei debiti finanziari che per i prestiti obbligazionari è rappresentato dal valore di mercato degli stessi sulla base delle quotazioni alla data di riferimento.

(€/milioni)

(€/milioni)

Passività finanziarie non correnti

			(€/milioni)
	31.12.2018	31.12.2017	Δ
Derivati CFH	59,1	9,9	49,2
TOTALE	59,1	9,9	49,2

La voce "Passività finanziarie non correnti", pari a 59,1 milioni di euro al 31 dicembre 2018, accoglie la valorizzazione al fair value dei derivati di cash flow hedge.

Il calcolo del fair value è stato determinato attualizzando i flussi di cassa attesi in base alla curva dei tassi di interesse di mercato alla data di riferimento. L'incremento pari a 49,2 milioni di euro, rispetto al 31 dicembre 2017, è attribuibile alla variazione della curva dei tassi di interesse di mercato e alla variazione del nozionale del portafoglio derivati.

Finanziamenti a breve termine

La voce "Finanziamenti a breve termine", pari a zero al 31 dicembre 2018, rileva un decremento di 90 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente per effetto del rimborso delle linee utilizzate dalla Società.

Passività finanziarie correnti

Le passività finanziarie correnti accolgono al 31 dicembre 2018 il valore degli oneri finanziari netti maturati sugli strumenti finanziari e non ancora liquidati. Tale voce mostra una variazione in diminuzione, rispetto all'esercizio precedente, di 15,6 milioni di euro.

			(€/milioni)
	31.12.2018	31.12.2017	Δ
PASSIVITÀ DIFFERITE SU:
Contratti derivati	2,3	1,8	0,5
Prestito obbligazionario	85,9	101,9	(16,0)
Finanziamenti	1,9	2,0	(0,1)
TOTALE	90,1	105,7	(15,6)

Posizione finanziaria netta

Secondo quanto richiesto dalla comunicazione CONSOB del 28 luglio 2006 e in conformità con la Raccomandazione ESMA n. 319 del 2013, si segnala che la posizione finanziaria netta della Società è la seguente:

	31.12.2018
A. Cassa	398,4
B. Depositi a termine	751,5
C. Posizione netta di c/c di tesoreria intersocietario	(204,8)
D. Liquidità (A) + (B) + (C)	945,1
E. Parte corrente dell'indebitamento non corrente	1.229,8
di cui verso parti correlate	500,0
F. Altre passività finanziarie nette	89,5
di cui verso parti correlate	0,5
G. Attività finanziarie correnti
H. Finanziamento a breve verso controllate
I. Indebitamento finanziario corrente (E) + (F) - (G) - (H)
L. Indebitamento finanziario corrente netto (I) - (D)	(119,2)
M. Finanziamenti non correnti	1.608,7
N. Obbligazioni emesse	6.563,2
O. Strumenti finanziari derivati in portafoglio	59,1
P. Finanziamento a lungo verso controllate
Q. Indebitamento finanziario netto non corrente (M) + (N) + (O) - (P)
R. Indebitamento finanziario netto (L) + (Q)

Con riferimento alle clausole contrattuali dei finanziamenti in essere al 31 dicembre 2018, si rimanda alla Nota illustrativa del Bilancio consolidato.

272 TERNA S.P.A. E GRUPPO TERNA | RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2018

(€/milioni)

22. BENEFICI PER I DIPENDENTI - 11,8 MILIONI DI EURO

Terna riconosce benefici ai propri dipendenti durante la vita lavorativa (premio fedeltà), al momento della cessazione del rapporto di lavoro (TFR, Sconto Energia Indennità Mensilità Aggiuntive e Indennità Sostitutiva di Preavviso) e successivamente al rapporto di lavoro (fondo sanitario ASEM).

Il premio fedeltà spetta ai dipendenti e ai dirigenti della Società al raggiungimento di determinati requisiti di anzianità in azienda (25° e 35° anno di servizio).

I benefici riconosciuti al momento della cessazione del rapporto di lavoro spettano a tutti i lavoratori dipendenti (TFR), ai dipendenti assunti entro il 30 giugno 1996 (Sconto energia), ai dirigenti assunti o nominati fino alla data del 28 febbraio 1999 (Indennità Sostitutiva del Preavviso) e ai dipendenti (operai, impiegati e quadri) già assunti al 24 luglio 2001 (Indennità per Mensilità Aggiuntive).

I benefici riconosciuti successivamente al rapporto di lavoro consistono nella forma di assistenza sanitaria integrativa a quella del SSN, come prevista dal contratto collettivo nazionale dei dirigenti industriali (Assistenza sanitaria ASEM).

La composizione e la movimentazione del TFR e degli altri fondi del personale al 31 dicembre 2018 è la seguente.

						(€/milioni)
	31.12.2017	ACCANTONAMENTO	INTEREST COST	UTILIZZI E ALTRI MOVIMENTI	UTILI/ (PERDITE) ATTUARIALI	31.12.2018
Benefici dovuti durante il rapporto di lavoro
Premio fedeltà	0,6	-	-	0,1	-	0,7
Totale	0,6	-	-	0,1	-	0,7
Benefici dovuti al momento della cessazione del rapporto di lavoro
Trattamento di Fine
Rapporto	3,8	-	0,1	0,3	-	4,2
Sconto energia	1,8	-	-	(1,5)	-	0,3
IMA	0,4	-	-	0,2	-	0,6
Indennità sostitutive
di preavviso	0,1	-	-	(0,1)	-	-
Totale	6,1	-	0,1	(1,1)	-	5,1
Benefici successivi al rapporto di lavoro
ASEM	6,0	0,2	0,1	(0,3)	-	6,0
Totale	6,0	0,2	0,1	(0,3)	-	6,0
Totale	12,7	0,2	0,2	(1,3)	-	11,8

La voce, pari a 11,8 milioni di euro al 31 dicembre 2018 rileva un decremento di 0,9 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente, attribuibile principalmente all'adeguamento del fondo sconto energia (-1,5 milioni di euro).

							(€/milioni)
	PREMIO FEDELTÀ	TRATTAMENTO DI FINE RAPPORTO	IMA	INDENNITÀ SOSTITUTIVE E ALTRE SIMILI	SCONTO ENERGIA	ASEM	TOTALE
Impatti netti rilevati a conto economico
- costo relativo alle prestazioni di lavoro correnti	-	-	-	-	-	0,2	0,2
- (ricavo) per curtailment e altri costi				(0,1)	(1,9)	(0,3)	(2,3)
- interessi attivi e passivi	-	0,1	-	-	-	0,1	0,2
TOTALE RILEVATO A CONTO ECONOMICO	-	0,1	-	(0,1)	(1,9)	-	(1,9)

Di seguito i dettagli del costo previdenziale relativo alle prestazioni di lavoro correnti e degli interessi attivi e passivi.

La rivalutazione della passività netta per i benefici ai dipendenti non rileva impatti significativi al 31 dicembre 2018.

Nei prospetti sottostanti, infine, sono rappresentate le principali assunzioni attuariali utilizzate, un'analisi di sensitività sulla movimentazione di tali ipotesi e il piano dei pagamenti previsti per il piano. Si precisa che il tasso di interesse utilizzato per la determinazione del valore attuale dell'obbligazione è stato determinato, in linea con il 2017, considerando il rendimento dell'indice Iboxx Eurozone Corporates AA al 31 dicembre 2018 in linea con la duration del collettivo di lavoratori oggetto di valutazione.

	PREMIO FEDELTÀ	TRATTAMENTO DI FINE RAPPORTO	IMA	SCONTO ENERGIA	ASEM
Tasso di attualizzazione	1,57%	1,53%	0,77%	1,13%	1,57%
Tasso di inflazione	1,50%	1,50%	0,00%	1,50%	3,00%
Duration (in anni)	12,29	10,50	5,79	9,07	9,64

	PREMIO FEDELTÀ	TRATTAMENTO DI FINE RAPPORTO	IMA	INDENNITÀ SOSTITUTIVE E ALTRE SIMILI	SCONTO ENERGIA	ASEM	TOTALE
Tasso di attualizzazione +0,25%	0,7	4,1	0,6	-	0,3	5,8	11,5
Tasso di attualizzazione -0,25%	0,8	4,3	0,6	-	0,3	6,0	12,0
Tasso di inflazione +0,25%	0,8	4,3	n/a	n/a	n/a	n/a	5,1
Tasso di inflazione -0,25%	0,7	4,1	n/a	n/a	n/a	n/a	4,8
Tasso annuo di incremento sanitario +3%	n/a	n/a	n/a	n/a	n/a	7,9	7,9
Tasso annuo di incremento sanitario -3%	n/a	n/a	n/a	n/a	n/a	5,0	5,0
Valore di conversione del KW/h +5%	n/a	n/a	n/a	n/a	n/a	n/a	-
Valore di conversione del KW/h -5%	n/a	n/a	n/a	n/a	n/a	n/a	-

						(€/milioni)
	PREMIO FEDELTÀ	TRATTAMENTO DI FINE RAPPORTO	IMA	SCONTO ENERGIA	ASEM	TOTALE
Entro il 2019	-	0,2	0,1	0,4	0,2	0,9
Entro il 2020	-	0,1	0,1	0,5	0,2	0,9
Entro il 2021	0,1	0,3	0,1	0,5	0,2	1,2
Entro il 2022	-	0,2	0,1	0,7	0,2	1,2
Entro il 2023	-	0,2	0,1	0,7	0,2	1,2
Oltre 5 anni	0,6	3,2	0,1	(2,5)	5,0	6,4
TOTALE	0,7	4,2	0,6	0,3	6,0	11,8

(€/milioni)

23. FONDI RISCHI E ONERI - 243,5 MILIONI DI EURO

			(€/milioni)
FONDO VERTENZE E CONTENZIOSO	FONDI PER RISCHI ED ONERI DIVERSI	ONERI PER INCENTIVO ALL'ESODO	TOTALE
23,4	157,1	63,0	243,5
3,6	29,7	-	33,3
(8,7)	(44,8)	(9,6)	(63,1)
-	0,1	-	0,1
18,3	142,1	53,4	213,8

Fondo vertenze e contenzioso - 18,3 milioni di euro

Il fondo in esame è destinato a coprire le passività in essere a fine esercizio che potrebbero derivare da vertenze giudiziali e stragiudiziali inerenti le attività della Società, valutate tenuto anche conto delle indicazioni dei legali interni ed esterni. Il saldo al 31 dicembre 2018 pari a 18,3 milioni di euro, rileva un decremento di 5,1 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente per effetto degli utilizzi netti rilevati nell'esercizio a seguito dell'esito positivo di alcuni contenziosi sorti negli esercizi precedenti.

Fondo rischi e oneri diversi - 142,1 milioni di euro

Il saldo finale del fondo, rileva un saldo al 31 dicembre 2018 pari a 142,1 milioni di euro in decremento rispetto all'esercizio precedente (-15,0 milioni di euro), per effetto in particolare di:

• accantonamenti netti riferiti ai piani di incentivazione del personale, per 7,7 milioni di euro;
• decremento netto per 7,3 milioni di euro rispetto ai maggiori accantonamenti effettuati nell'esercizio precedente al fondo per i progetti di riqualificazione urbanistica e ambientale;
• decremento di 6,6 milioni di euro riferito al pagamento di oneri sorgenti verso l'ARERA;
• decremento di 3,9 milioni di euro per l'adeguamento del fondo fiscale;
• decremento netto per 3,1 milioni di euro dei fondi legati alla regolazione della qualità del servizio elettrico (meccanismo di mitigazione e compartecipazione ex Delibera ARERA 653/2015/R/eel) che, al netto degli accantonamenti per la stima della penalità legata agli eventi di disalimentazione dell'anno, riflette i pagamenti alle imprese distributrici e i rilasci conseguenti la definizione delle penalità relative agli anni pregressi.

Fondo oneri per incentivi all'esodo - 53,4 milioni di euro

Il fondo oneri per incentivi all'esodo rileva la stima degli oneri straordinari connessi alla risoluzione consensuale anticipata del rapporto di lavoro per i dipendenti della Società che hanno maturato il diritto alla pensione. La voce rileva un decremento pari a 9,6 milioni di euro per le erogazioni previste da piano di ricambio generazionale in essere.

24. ALTRE PASSIVITÀ NON CORRENTI - 196,1 MILIONI DI EURO

La voce, pari a 196,1 milioni di euro al 31 dicembre 2018, accoglie il debito verso Terna Rete Italia S.p.A. originatosi con il trasferimento delle passività nette incluse nel ramo aziendale (39,9 milioni di euro), le partite a risconto afferenti i contributi in c/impianti (90,9 milioni di euro) e il Fondo Garanzia Interconnector (65,3 milioni di euro) istituito dalla Legge di Stabilità 2016 per la realizzazione delle opere di interconnessione di cui all'art. 32 della Legge 99/09.

L'incremento della voce, pari a 14,8 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente, deriva essenzialmente dall'effetto combinato della movimentazione del Fondo Garanzia Interconnnector (+21,9 milioni di euro), compensato dalla liquidazione di parte delle partite debitorie incluse nel ramo aziendale (-1,9 milioni di euro), con particolare riferimento al TFR del personale dipendente che ha aderito al piano di ricambio generazionale avviato dall'azienda, oltre che dal rilascio delle quote di contributi in c/impianti (pari a -5,2 milioni di euro).

25. PASSIVITÀ CORRENTI

		(€/milioni)
	31.12.2018	31.12.2017	Δ
Finanziamenti a breve termine*	-	90,0	(90,0)
Quota correnti dei finanziamenti a lungo termine*	1.229,8	884,0	345,8
Debiti commerciali	2.113,4	2.106,4	7,0
Debiti per imposte sul reddito	8,1	-	8,1
Passività finanziarie correnti*	90,1	105,7	(15,6)
Altre passività correnti	196,9	125,6	71,3
TOTALE	3.638,3	3.311,7	326,6

(*) Per tali voci si rimanda a quanto commentato nell'ambito della nota 21. Finanziamenti e passività finanziarie

DEBITI COMMERCIALI - 2.113,4 MILIONI DI EURO

	(€/milioni)
	31.12.2018	31.12.2017	Δ
Debiti verso fornitori:
- Debiti partite energia	1.540,2	1.624,3	(84,1)
- Debiti partite non energia	124,3	100,7	23,6
Debiti verso società controllate non energia	447,1	377,0	70,1
Debiti verso società collegate	1,0	3,6	(2,6)
Debiti per lavori in corso su ordinazione	0,8	0,8	-
TOTALE	2.113,4	2.106,4	7,0

Debiti verso fornitori

- Debiti partite energia/regolate - 1.540,2 milioni di euro

Il decremento della voce per 84,1 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente è essenzialmente imputabile ai Debiti per partite energia passanti (-105,6 milioni di euro) la cui variazione è riconducibile principalmente a:

• debiti per l'erogazione del servizio di dispacciamento (-81 milioni di euro) principalmente legata alla forte riduzione nell'esercizio degli oneri di sbilanciamento sia lato Domanda che lato Produzione;
• debiti per la remunerazione delle unità essenziali per la sicurezza del sistema elettrico UESS (-113,9 milioni di euro) per i maggiori pagamenti a fine esercizio;
• debiti verso clienti finali legati al servizio di interrompibilità (-24,7 milioni di euro) e debiti verso CSEA per il reintegro degli oneri di salvaguardia (-12,6 milioni di euro);

in parte compensati da

• debiti per la remunerazione della disponibilità della capacità produttiva di energia elettrica - capacity payment (+124,7 milioni di euro), in aumento per le partite afferenti la raccolta al netto dell'unico pagamento effettuato nell'esercizio (ex deliberazione ARERA n. 248/2018).

La variazione riflette altresì la partita debitoria (22,2 milioni di euro) derivante dalla differenza tra il valore incassato da CSEA per il premio ENSR 2016 e il credito rilevato in bilancio per la valorizzazione dello stesso, calcolato pro-quota tenuto conto della stima dei risultati complessivamente attesi nel periodo di regolazione 2016-2019.

- Debiti partite non energia

L'esposizione nei confronti dei fornitori è riferita a fatture ricevute e da ricevere per appalti, prestazioni, servizi e acquisti di materiali e apparecchiature.

La variazione in aumento rispetto all'esercizio precedente (+23,6 milioni di euro) è attribuibile in massima parte alle maggiori attività di investimento poste in essere nell'ultimo periodo dell'esercizio.

Debiti verso società controllate non energia

La voce, pari a 447,1 milioni di euro, rileva un incremento di 70,1 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente, imputabile principalmente ai maggiori debiti verso Terna Rete Italia S.p.A. (+64,8 milioni di euro) per effetto delle maggiori attività di investimento consuntivate dalla controllata nell'ultimo periodo dell'esercizio rispetto l'analogo periodo del 2017.

Debiti verso società collegate

La voce, pari a 1 milione di euro, evidenzia un decremento di 2,6 milioni di euro rispetto allo stesso dato dello scorso esercizio, per i minori debiti verso la collegata CESI S.p.A. per prestazioni ricevute dalla Società, in ordine a studi e ricerche nel settore l'elettrotecnica.

Gli impegni assunti dalla Società verso fornitori sono pari a circa 414,3 milioni di euro e si riferiscono agli impegni d'acquisto legati al normale "ciclo operativo" previsto per il periodo 2019-2023.

Debiti per imposte sul reddito - 8,1 milioni di euro

La voce al 31 dicembre 2018 riporta un saldo di 8,1 milioni di euro, rispetto al saldo a zero dello scorso esercizio, che rifletteva essenzialmente i maggiori acconti versati nell'esercizio precedente (determinati sulla maggiore aliquota IRES relativa al 2016), e delle maggiori imposte di competenza del 2018 (essenzialmente per il maggior utile ante imposte).

ALTRE PASSIVITÀ CORRENTI - 196,9 MILIONI DI EURO

			(€/milioni)
	31.12.2018	31.12.2017	Δ
Acconti	64,8	15,9	48,9
Altri debiti tributari	26,9	1,6	25,3
Debiti verso istituti di previdenza	7,4	7,1	0,3
Debiti verso il personale	11,5	12,5	(1,0)
Debiti verso società controllate	3,9	1,7	2,2
Altri debiti verso terzi	82,4	86,8	(4,4)
TOTALE	196,9	125,6	71,3

Acconti

Tale voce (64,8 milioni di euro) accoglie i contributi in conto impianti incassati dalla Società a fronte di immobilizzazioni ancora in corso al 31 dicembre 2018.

Rispetto al dato 2017 (15,9 milioni di euro), si registra un aumento di 48,9 milioni di euro essenzialmente riconducibile ai nuovi acconti da terzi (+61,6 milioni di euro prevalentemente dal MISE) e altri contributi ricevuti per varianti (+16,2 milioni) al netto dei contributi portati direttamente a riduzione del valore contabile dei cespiti per 40,5 milioni di euro.

Altri debiti tributari

Gli altri debiti tributari, pari a 26,9 milioni di euro, accolgono i debiti per ritenute IRPEF sui salari rilevati a fine esercizio, oltre che il saldo dell'IVA di Gruppo che risulta al fine esercizio.

Rispetto al saldo rilevato al 31 dicembre 2017 (1,6 milioni di euro) rileva un incremento di 25,3 milioni di euro derivante sostanzialmente dai maggiori acconti versati nell'esercizio precedente per effetto del Decreto Ministeriale del 27/06/2017, al netto del credito IVA maturato sui maggiori acquisti effettuati dalle società controllate nell'ultima parte dell'esercizio.

Debiti verso istituti di previdenza

I debiti verso istituti previdenziali, essenzialmente relativi ai debiti verso l'INPS per i contributi sul personale dipendente, rilevano un saldo pari a 7,4 milioni di euro, in linea rispetto al saldo rilevato nell'esercizio.

Debiti verso il personale

I debiti verso il personale rilevano un saldo pari a 11,5 milioni di euro e si riferiscono principalmente:

• agli importi relativi all'incentivazione del personale e all'esodo da liquidarsi nell'esercizio successivo (7,7 milioni di euro);
• ai debiti verso i dipendenti per il controvalore di ferie e festività abolite maturate e non godute da liquidare (2,1 milioni di euro).

Il decremento rispetto all'esercizio precedente (1,0 milioni di euro) imputabile principalmente ai maggiori debiti rilevati nel 2017 per le competenze da erogare in seguito all'adesione dei dipendenti al piano di ricambio generazionale in corso (1,2 milioni di euro).

Altri debiti verso terzi

Gli altri debiti verso terzi, pari a 82,4 milioni di euro, si riferiscono essenzialmente ai depositi cauzionali (67,0 milioni di euro) ricevuti dagli operatori del mercato elettrico a garanzia degli obblighi contrattuali a fronte dei contratti di dispacciamento e di interconnessione virtuale ed altresì a risconti passivi (7,9 milioni di euro, principalmente legati al business Non Regolato).

La variazione della voce di -4,4 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente è imputabile principalmente al decremento dei depositi cauzionali (-4,0 milioni di euro).

E. Impegni e rischi

Gestione del rischio

Rischi di mercato e finanziari di Terna S.p.A.

Nell'esercizio della sua attività, Terna è esposta a diversi rischi finanziari: rischio di mercato, rischio di liquidità e rischio di credito.

Nella presente sezione vengono fornite informazioni relative all'esposizione di Terna a ciascuno dei rischi elencati in precedenza, gli obiettivi, le politiche e i processi di gestione di tali rischi e i metodi utilizzati per valutarli, includendo inoltre ulteriori informazioni quantitative relative al Bilancio d'esercizio 2018.

Le politiche di gestione dei rischi di Terna hanno lo scopo di identificare e analizzare i rischi cui la Società è esposta, di stabilire appropriati limiti e controlli e monitorare i rischi e il rispetto di tali limiti. Queste politiche e i relativi sistemi sono rivisti regolarmente, al fine di riflettere eventuali variazioni delle condizioni del mercato e delle attività della Società.

Terna S.p.A. ha definito, nell'ambito delle proprie policy per la gestione dei rischi finanziari approvate dal Consiglio di Amministrazione, le responsabilità e le modalità operative per le attività di gestione dei rischi finanziari, con specifico riferimento agli strumenti da utilizzare e a precisi limiti operativi nella gestione degli stessi.

				(€/milioni)
	31.12.2018		31.12.2017
	CREDITI AL COSTO AMMORTIZZATO	DERIVATI DI COPERTURA	CREDITI AL COSTO AMMORTIZZATO	DERIVATI DI COPERTURA
Attività
Strumenti finanziari derivati	-	1,3	-	-
Cassa e depositi	945,1	-	1.678,2	-
Crediti commerciali	1.090,0	-	1.142,6	-
TOTALE	2.035,1	-	2.820,8	-

						(€/milioni)
	31.12.2018			31.12.2017
	DEBITI AL COSTO AMMORTIZZATO	DERIVATI DI COPERTURA	TOTALE	DEBITI AL COSTO AMMORTIZZATO	DERIVATI DI COPERTURA	TOTALE
Passività
Indebitamento a lungo termine	9.401,7	-	9.401,7	9.522,5	-	9.522,5
Strumenti finanziari derivati	-	59,1	59,1	-	9,9	9,9
Debiti commerciali	-	-	-	2.106,4	-	2.106,4
TOTALE	9.401,7	59,1	9.460,8	11.628,9	9,9	11.638,8

Rischio di mercato

Il rischio di mercato è il rischio che il fair value o i flussi finanziari futuri di uno strumento finanziario fluttuino in seguito a variazioni delle condizioni dei mercati finanziari. Il rischio di mercato comprende tre tipi di rischi: rischio di tasso di cambio, rischio di tasso di interesse e rischio di inflazione.

La gestione dei rischi deve essere effettuata con l'obiettivo di minimizzare i relativi rischi attraverso la selezione di controparti e di strumenti compatibili con la politica di Risk Management aziendale. L'attività speculativa non rientra nella missione aziendale.

Terna S.p.A. intende adottare un approccio dinamico alla gestione dei rischi finanziari. Tale approccio è caratterizzato dall'avversione al rischio, che si intende minimizzare attraverso un continuo monitoraggio dei mercati finanziari, finalizzato a effettuare le pianificate operazioni di copertura in condizioni di mercato ritenute favorevoli. L'approccio dinamico consente di intervenire con fini migliorativi sulle coperture esistenti qualora le mutate condizioni di mercato o cambiamenti nella posta coperta rendano queste ultime inadatte o eccessivamente onerose.

Il fair value degli strumenti finanziari è determinato in conformità alla scala gerarchica del fair value richiesta dall'IFRS 7 (livello 2) mediante modelli di valutazione appropriati per ciascuna categoria di strumento finanziario e utilizzando i dati di mercato relativi alla data di chiusura dell'esercizio contabile (quali tassi di interesse, tassi di cambio e volatilità), attualizzando i flussi di cassa attesi in base alla curva dei tassi di interesse di mercato alla data di riferimento.

Rischio di tasso di interesse

Il rischio di tasso di interesse è rappresentato dall'incertezza associata all'andamento dei tassi di interesse. È il rischio che una variazione del livello dei tassi di mercato possa produrre effetti sul fair value o sui futuri flussi di cassa degli strumenti finanziari.

Nell'esercizio della sua attività, Terna è esposta al rischio di oscillazione dei tassi di interesse. La principale fonte di rischio di tasso di interesse deriva dalle componenti dell'indebitamento finanziario netto e delle relative posizioni di copertura in strumenti derivati che generano oneri finanziari. La strategia di indebitamento finanziario è stata indirizzata verso strumenti di debito aventi maturità lunghe che riflettono la vita utile dell'attivo aziendale ed è stata perseguita una politica di copertura del rischio di tasso di interesse volta a garantire almeno una percentuale di debito a tasso fisso pari al 40% come previsto dalle policy aziendali. Tenuto conto del basso livello dei tassi di interesse e della nuova review regolatoria, tutto l'indebitamento è stato portato a tasso fisso.

Al 31 dicembre 2018 i derivati su tasso di interesse sono derivati di cash flow hedge e sono relativi alla copertura del rischio di variazione dei flussi di cassa connessi ai finanziamenti a lungo termine.

Di seguito si mostrano i nozionali e il fair value degli strumenti finanziari derivati sottoscritti da Terna:

						(€/milioni)
	31.12.2018		31.12.2017		Δ
	NOZIONALE	FAIR VALUE	NOZIONALE	FAIR VALUE	NOZIONALE	FAIR VALUE
Derivati CFH	3.225,7	(59,1)	2.546,3	(9,9)	679,4	(49,2)

Il nozionale dei derivati CFH in essere al 31 dicembre 2018, pari a 3.225,7 milioni di euro, risulta così suddiviso:

• 1.325,7 milioni di euro (fair value pari a -14,7 milioni di euro) con scadenza 2021;
• 150,0 milioni di euro (fair value pari a -3,8 milioni di euro) con scadenza 2026;
• 800,0 milioni di euro (fair value pari a -19,6 milioni di euro) con scadenza 2027;

• 950,0 milioni di euro (fair value pari a -21,0 milioni di euro) con scadenza 2028.

Sensitivity riferita al rischio di tasso di interesse

Per quanto riguarda la gestione del rischio di tasso di interesse, a valle della ristrutturazione del portafoglio derivati, Terna ha in essere floating-to-fixed interest rate swap (CFH) per neutralizzare il rischio nei flussi di cassa futuri attesi.

Poiché la relazione tra derivato e oggetto della copertura è formalmente documentata e l'efficacia della copertura, verificata inizialmente e periodicamente, è elevata, la Società ha scelto di applicare l'hedge accounting per avere un perfetto matching temporale tra copertura e oggetto coperto. L'obiettivo dell'hedge accounting è, infatti, quello di riconoscere, nello stesso momento, a Conto economico gli effetti delle coperture e quelli dell'oggetto coperto. Di conseguenza, i derivati di CFH le variazioni di fair value del derivato devono essere contabilizzate nelle "Altre componenti del Conto economico complessivo" (a Patrimonio netto, contabilizzando l'eventuale parte inefficace immediatamente a Conto economico) e da questo stornate per l'imputazione a Conto economico nello stesso periodo in cui i flussi di cassa relativi allo strumento coperto hanno impatti economici. I derivati di CFH sono stati contratti con caratteristiche speculari rispetto al sottostante coperto, pertanto i relativi flussi finanziari si verificheranno alle stesse scadenze degli interessi sul debito, senza impatto delle variazioni di fair value a Conto economico.

Di seguito vengono illustrati i valori rilevati a Conto economico e nelle "Altre componenti del Conto economico complessivo" delle posizioni sensibili a variazioni di tasso, i valori teorici di tali posizioni a seguito di shifting positivo o negativo della curva dei tassi di interesse di mercato e gli impatti differenziali rilevabili a Conto economico e nelle "Altre componenti del Conto economico complessivo" di tali variazioni. Vengono ipotizzati incrementi e decrementi sulla curva dei tassi pari al 10% rispetto a quelli di mercato alla data di chiusura di bilancio:

			(€/milioni)
	CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO
	TASSI CORRENTI +10%	VALORI CORRENTI	TASSI CORRENTI -10%
31.12.2018
Posizioni sensibili a variazioni dei tassi d'interesse (Prestiti Obbligazionari, CFH)	(48,8)	(59,1)	(69,4)
Variazione ipotetica	10,3	-	(10,3)
31.12.2017
Posizioni sensibili a variazioni dei tassi d'interesse (Prestiti Obbligazionari, CFH)	(9,1)	(9,9)	(10,7)
Variazione ipotetica	0,8	-	(0,8)

Rischio di inflazione

Relativamente al rischio di tasso di inflazione, si evidenzia che la tariffa fissata dal Regolatore per remunerare l'attività di Terna S.p.A. è determinata in modo da consentire la copertura dei costi riconosciuti di settore. Tali componenti di costo vengono aggiornate annualmente per tenere conto dell'inflazione maturata. Avendo fatto ricorso, nel 2007, a un'emissione obbligazionaria indicizzata all'inflazione, la Società ha posto in essere una parziale protezione del risultato netto di Conto economico; infatti un'eventuale diminuzione della quota di ricavi attesi, a seguito di una diminuzione del tasso di inflazione, è compensata, in parte, da minori oneri finanziari.

Rischio di cambio

La gestione del rischio di cambio deve essere effettuata con l'obiettivo di difendere la redditività aziendale dai rischi di variazioni delle valute attraverso un continuo controllo dei mercati ed un costante monitoraggio delle esposizioni in essere. Nella gestione del rischio Terna seleziona, di volta in volta, gli strumenti finanziari di copertura con caratteristiche strutturali e di durata coerenti con l'esposizione del gruppo alle valute estere. Gli strumenti utilizzati da Terna hanno caratteristiche di limitata complessità, elevata liquidità e facilità di pricing come ad esempio contratti forward ed opzioni. I contratti posti in essere dal Gruppo hanno nozionale e scadenza minori o uguali a quelli dell'esposizione sottostante, o del flusso di cassa atteso, cosicché ogni variazione nel fair value e/o nei flussi di cassa attesi di tali contratti, derivante da un possibile apprezzamento o deprezzamento dell'euro verso le altre valute, sia interamente bilanciata da una corrispondente variazione del fair value e/o dei flussi di cassa attesi della posizione sottostante.

Al 31 dicembre 2018, l'esposizione del Conto Economico della Società al rischio di cambio è residuale ed imputabile ai flussi in valuta derivanti dalle partecipazioni in America Latina. Tale esposizione è gestita, al 31 dicembre 2018, tramite derivati di cambio per una nozionale di 368,9 milioni di reais ed un fair value positivo di 1,3 milioni di euro.

Rischio di liquidità

Il rischio di liquidità è il rischio che Terna abbia difficoltà ad adempiere alle obbligazioni associate a passività finanziarie e del ciclo operativo gestionale. La gestione del rischio di liquidità assicura un'adeguata copertura dei fabbisogni finanziari attraverso la sottoscrizione di idonee linee di credito e un'opportuna gestione delle eventuali eccedenze di liquidità. Al 31 dicembre 2018, Terna ha a disposizione linee di credito di breve termine per circa 789,9 milioni di euro e linee di credito revolving per 2.450 milioni di euro.

Rischio di credito

Il rischio di credito è il rischio che un cliente o una delle controparti di uno strumento finanziario causi una perdita finanziaria non adempiendo a un'obbligazione e deriva principalmente dai crediti commerciali e dagli investimenti finanziari della Società.

Il rischio di credito originato da posizioni aperte su operazioni in strumenti finanziari derivati è considerato di entità marginale, in quanto le controparti, in osservanza a quanto stabilito dalle policy di gestione dei rischi finanziari, sono primari istituti di credito internazionali dotati di un alto livello di rating.

Terna eroga le proprie prestazioni essenzialmente nei confronti di controparti considerate solvibili dal mercato, e quindi con elevato standing creditizio, e non presenta concentrazioni del rischio di credito. La gestione del rischio di credito è guidata anche dall'applicazione della Delibera ARERA n. 111/06 che, all'articolo 49, ha introdotto degli strumenti per la limitazione dei rischi legati all'insolvenza dei clienti del dispacciamento, sia in via preventiva sia in caso di insolvenza manifestata. In particolare la Delibera prevede tre strumenti a tutela del mercato elettrico: il sistema delle garanzie (fideiussioni rilasciate dai singoli utenti del dispacciamento in relazione al loro fatturato), la possibilità di ricorrere alla risoluzione del contratto di dispacciamento (nel caso di insolvenza o di mancata reintegrazione delle garanzie escusse) e infine la possibilità di recupero dei crediti non incassati, dopo aver esperito tutte le azioni di recupero, attraverso uno specifico corrispettivo che, all'occorrenza, è definito dall'Autorità.

Alla data di chiusura dell'esercizio tale esposizione è la seguente:

			(€/milioni)
	31.12.2018	31.12.2017	Δ
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	945,1	1.678,2	(733,1)
Crediti commerciali	1.090,0	1.142,6	(52,6)
TOTALE	2.035,1	2.820,8	(785,7)

L'importo complessivo dell'esposizione al rischio di credito al 31 dicembre 2018 è rappresentato dal valore contabile dei crediti commerciali e delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti.

Nelle tabelle seguenti si indicano informazioni di natura qualitativa sui crediti verso la clientela per quanto concerne la distribuzione geografica e la tipologia di clientela.

DISTRIBUZIONE GEOGRAFICA

		(€/milioni)
	31.12.2018	31.12.2017
Nazionali	1.059,3	1.085,8
Paesi dell'area euro	14,0	56,1
Altri paesi	16,7	0,7
TOTALE	1.090,0	1.142,6

TIPOLOGIA DI CLIENTELA

		(€/milioni)
	31.12.2018	31.12.2017
Distributori	309,8	311,2
CSEA	114,0	95,3
Titolari di contratto di dispacciamento in immissione	200,8	195,9
Titolari di contratto di dispacciamento in prelievo	408,9	465,3
Titolari di contratto d'importazione virtuale e servizio di importazione virtuale
(interconnector e shipper)	13,7	13,2
Crediti diversi	42,8	61,7
TOTALE	1.090,0	1.142,6

Nella tabella sottostante si suddividono i crediti verso la clientela per classi di scaduto, con le relative svalutazioni.

				(€/milioni)
		31.12.2018		31.12.2017
	SVALUTAZIONE	LORDO	SVALUTAZIONE	LORDO
Non ancora scaduti	(0,4)	949,7	-	1.057,7
Scaduti da 0-30 giorni	(0,1)	0,8	-	32,4
Scaduti da 31-120 giorni	(0,4)	4,6	-	27,9
Oltre 120 giorni	(37,1)	172,9	(38,3)	62,9
TOTALE	(38,0)	1.128,0	(38,3)	1.180,9

I movimenti del fondo svalutazione crediti commerciali nel corso dell'esercizio sono stati i seguenti.

		(€/milioni)
	31.12.2018	31.12.2017
Saldo al 1 gennaio*	(38,7)	(37,4)
Rilascio del fondo	1,4	0,5
Perdita di valore dell'esercizio	(0,7)	(1,4)
Saldo al 31 dicembre	(38,0)	(38,3)

* Modificato saldo di apertura al 1/01/2018 di 0,4 milioni di euro per effetto dell'applicazione del nuovo principio IFRS9.

Di seguito si illustra il valore delle garanzie rilasciate dagli operatori abilitati al mercato elettrico.

		(€/milioni)
	31.12.2018	31.12.2017
Dispacciamento in immissione	233,7	236,6
dispacciamento in prelievo	1.099,6	1.185,2
CTR distributori	305,0	302,4
Importazione virtuale	84,0	81,1
Saldo	1.722,3	1.805,3

Inoltre le Attività Non Regolate sono esposte al "rischio controparte", in particolare verso quei soggetti con i quali si concludono contratti attivi, in considerazione della credibilità e solvibilità delle parti in questione e dell'impatto che eventuali insolvenze possono avere sull'equilibrio finanziario del business. Il rischio controparte è mitigato tramite l'implementazione di apposite procedure di valutazione delle controparti che misurano aspetti economici-finanziari nonché reputazionali dei soggetti in questione.

Rischio di default e covenant sul debito

Tale rischio attiene alla possibilità che i contratti di finanziamento o i regolamenti dei prestiti obbligazionari, di cui la Società è parte, contengano disposizioni che legittimano le controparti a chiedere al debitore, al verificarsi di determinati eventi, l'immediato rimborso delle somme prestate, generando conseguentemente un rischio di liquidità. Con riferimento alle clausole contrattuali dei finanziamenti in essere al 31 dicembre 2018, si rimanda alla sezione "Finanziamenti e passività finanziarie" della Nota illustrativa del Bilancio Consolidato di Terna S.p.A..

Parent company guarantee emesse in favore di fornitori di società controllate

La Società ha emesso delle parent company guarantee a favore di terzi a garanzia di alcune obbligazioni contrattuali assunte dalle proprie controllate Terna Interconnector S.r.l., Terna Rete Italia S.p.A., Difebal S.A. e Terna Crna Gora d.o.o.. L'esposizione massima della Società al 31 dicembre 2018 ammonta a 533,5 milioni di euro, di cui 452,4 milioni di euro relativi al progetto Interconnector privato Italia-Francia.

Relativamente al finanziamento a lungo termine stipulato dalla controllata Uruguaiana, Difebal, il 14/07/2017, Terna S.p.A. ha firmato uno Sponsor Support Agreement che include l'impegno della controllante a iniettare contingent equity per un ammontare massimo pari a 50 milioni di dollari.

Contenziosi

Di seguito vengono illustrati i principali impegni e rischi non risultanti dallo Stato Patrimoniale riferiti alla Società al 31 dicembre 2018.

Contenzioso in materia ambientale ed urbanistica

Una parte del contenzioso in materia ambientale conseguente alla costruzione ed all'esercizio degli impianti elettrici di competenza Terna, è costituito da azioni legali avverso i presunti effetti negativi dei campi elettrici e magnetici generati dagli elettrodotti.

In linea generale, questo contenzioso coinvolge come parte necessaria la Società, proprietaria degli impianti in parola.

Non può peraltro escludersi che i soggetti interessati possano convenire in giudizio anche la controllata Terna Rete Italia S.p.A., in relazione al fatto che l'elettromagnetismo generato dagli elettrodotti attiene non soltanto alla proprietà dell'impianto, ma anche al suo esercizio ed alla quantità/qualità dell'energia elettrica che vi transita.

Sull'argomento è comunque da rilevare che l'emanazione del D.P.C.M. 8 luglio 2003, che ha fissato in concreto i valori dei tre parametri (limiti di esposizione, valori di attenzione ed obiettivi di qualità) previsti dalla Legge quadro n. 36 del 22 febbraio 2001, ai quali devono attenersi gli impianti elettrici, ha comportato una sensibile diminuzione del contenzioso pendente in materia.

Pendono inoltre, nei confronti di Terna S.p.A., ulteriori vertenze in materia ambientale ed urbanistica, non riferite ai campi elettromagnetici, ma connesse con l'esercizio di alcuni impianti di proprietà Terna, il cui esito sfavorevole potrebbe generare effetti immediati anche nei confronti di Terna Rete Italia S.p.A. (peraltro ad oggi non prevedibili e quindi non compresi in sede di determinazione del "Fondo contenzioso e rischi diversi"), sia quale incaricata di Terna S.p.A. per la costruzione e sia quale incaricata per l'esercizio. Si fa riferimento in particolare all'eventualità che derivino per la controllata Terna Rete Italia S.p.A. degli oneri connessi alle modifiche degli impianti coinvolti in detti contenziosi ed alla connessa temporanea indisponibilità degli stessi. L'esame dei contenziosi in parola compiuto da Terna S.p.A. e dai legali esterni da questa incaricati, fa peraltro ritenere come remota la possibilità di eventuali esiti negativi.

Contenzioso relativo alla legittimità delle autorizzazioni alla costruzione ed all'esercizio degli impianti

Un'altra parte del contenzioso connesso con gli impianti di proprietà della Società deriva dalla proposizione, dinanzi ai competenti Giudici Amministrativi, di azioni legali volte ad ottenere l'annullamento dei provvedimenti che autorizzano la costruzione e l'esercizio degli impianti.

Contenzioso relativo alle attività affidate in concessione

La Società, quale concessionaria delle attività di trasmissione e dispacciamento dal 1 novembre 2005, è parte in alcuni giudizi, a carattere per lo più impugnatorio, di provvedimenti dell'ARERA - Autorità di Regolazione per Energia, Reti e Ambiente, e/o del Ministero dello Sviluppo Economico, e/o della stessa Terna e relativi a tali attività. Nei casi in cui i ricorrenti lamentano, oltre che vizi propri dei provvedimenti impugnati, anche la presunta violazione, da parte di Terna, delle regole dettate dalle predette Autorità, ovvero nei casi in cui il provvedimento abbia impatto su Terna, la Società si è costituita in giudizio. Nell'ambito di tale contenzioso, ancorché alcuni giudizi si siano conclusi, in primo e/o in secondo grado, con l'annullamento delle Delibere dell'ARERA e, ove applicabile, dei consequenziali provvedimenti di Terna, si possono ritenere come non probabili eventuali esiti negativi per la Società stessa, trattandosi normalmente di partite passanti.

Si precisa inoltre che nel corso dei primi mesi del 2019, Terna ha avviato le necessarie azioni di responsabilità nei confronti di alcuni fornitori, in esito alle violazioni del divieto di intese restrittive della concorrenza di cui all'art. 101 del Trattato sul Funzionamento dell'Unione Europea, accertate nel 2014 dalla Commissione europea con decisione del 2 aprile 2014 C(2014) 2139 e integralmente confermata dal Tribunale di primo grado con sentenza del 18 luglio 2018, al fine di rimediare alle inefficienze ingenerate dai comportamenti illeciti perpetrati dai suddetti fornitori terzi.

F. Aggregazione di imprese

Nel corso dell'esercizio 2018 non sono state poste in essere operazioni di aggregazione di impresa.

G. Rapporti con parti correlate

Le operazioni con parti correlate compiute da Terna S.p.A. nell'esercizio, tenuto conto dell'esistenza di una situazione di controllo di fatto accertata nel 2007 da parte di Cassa Depositi e Prestiti S.p.A., sono rappresentate oltre che dai rapporti con le società controllate, con le società collegate (Cesi S.p.A., Coreso S.A. e CGES) e con i fondi pensione per i dipendenti (Fondenel e Fopen), anche dai rapporti intrattenuti con la stessa Cassa Depositi e Prestiti, con CDP Reti S.p.A. nonché con le società direttamente o indirettamente controllate dal Ministero dell'Economia e delle Finanze.

Dal momento che Terna S.p.A. e le società sopra specificate ricadono nella definizione di "governmentrelated entities" dello IAS 24 - Informativa di bilancio sulle operazioni con parti correlate, il Gruppo adotta l'esenzione parziale - prevista dal medesimo principio - dai requisiti di informativa previsti per i rapporti con altre società sottoposte a controllo, collegamento o controllo congiunto dello stesso ente governativo; in particolare nel seguito della presente sezione sono riportate le indicazioni qualitative e quantitative dei rapporti con le government-related entities che hanno un significativo impatto sul risultato del Gruppo; in tale ambito non sono rappresentati gli importi relativi alle cosiddette "partite passanti".

Le operazioni effettuate con parti correlate nel corso dell'esercizio 2018 sono rappresentate sostanzialmente da prestazioni facenti parte della ordinaria gestione e regolate a condizioni di mercato.

Si ricorda che, nell'attuale assetto organizzativo del Gruppo Terna, la controllata Terna Rete Italia S.p.A., in virtù della sottoscrizione con la Società di un contratto di affitto ramo d'azienda e di conseguenti appositi contratti infragruppo, svolge tutte le attività tradizionali di esercizio, manutenzione ordinaria e straordinaria della quota di RTN di proprietà, nonché gestione e realizzazione degli interventi per lo sviluppo della rete secondo quanto previsto dalla Concessione per le attività di trasmissione e dispacciamento e in base a quanto disposto dal Piano di Sviluppo di Terna.

Terna provvede inoltre alla gestione operativa di tutte le società controllate, tramite appositi contratti di servizi che, oltre ad assicurare il coordinamento amministrativo e finanziario nonché il coordinamento dei rapporti istituzionali, le conferiscono la possibilità di agire, per conto delle società controllate, ovvero in nome e per conto delle stesse. Per ciò che attiene le Attività Non Regolate in Italia e all'estero la Società si avvale delle prestazioni delle controllate Terna Energy Solutions S.r.l. e Terna Plus S.r.l. sulla base dei vigenti contratti di servizi intercompany.

Dal punto di vista finanziario, Terna è impegnata nella gestione delle esigenze di cassa delle controllate attraverso appositi contratti di Tesoreria che assicurano l'indirizzo e il coordinamento di tutte le operazioni di volta in volta connesse con la gestione delle risorse finanziarie e dei fabbisogni e i servizi di tesoreria nonché l'esecuzione di ogni altra operazione a esse connessa.

Nella successiva tabella vengono altresì indicate le condizioni e i termini contrattuali dei rapporti finanziari in essere con le controllate.

	GIACENZE*	UTILIZZI
Terna Rete Italia S.p.A.	media mensile euribor 1 mese +0,30%	media mensile euribor 1 mese +0,80%
Rete S.r.l.	media mensile euribor 1 mese +0,30%	media mensile euribor 1 mese +0,80%
Terna Energy Solutions S.r.l.	media mensile euribor 1 mese +0,30%	media mensile euribor 1 mese +0,80%
Terna Plus S.r.l.	media mensile euribor 1 mese +0,30%	media mensile euribor 1 mese +0,80%
Resia Interconnector S.r.l.	media mensile euribor 1 mese +0,30%	media mensile euribor 1 mese +0,80%
Monita Interconnector S.r.l.	media mensile euribor 1 mese +0,30%	media mensile euribor 1 mese +0,80%
Difebal S.A.	0,01%	media mensile libor 3 mesi +1,30%
Rete Verde 17 S.r.l.	media mensile euribor 1 mese +0,30%	media mensile euribor 1 mese +0,80%
Rete Verde 18 S.r.l.	media mensile euribor 1 mese +0,30%	media mensile euribor 1 mese +0,80%
Rete Verde 19 S.r.l.	media mensile euribor 1 mese +0,30%	media mensile euribor 1 mese +0,80%
Rete Verde 20 S.r.l.	media mensile euribor 1 mese +0,30%	media mensile euribor 1 mese +0,80%

* Nel caso in cui la somma algebrica della media "euribor ad 1 mese" + spread 0,30% risulti essere negativa il tasso di interesse applicato sarà pari a 0,01%.

CONTROPARTE	TIPOLOGIA	CORRISPETTIVO ANNUO
Terna Rete Italia S.p.A.	Contratto di servizi:
	Operation & Maintenance	euro 270.703.680
	Attività di rinnovo e sviluppo	pari ai costi sostenuti + 5,82% sul costo del personale sostenuto
	Servizi amministrativi, di assistenza e consulenza
	- da Terna S.p.A. a Terna Rete Italia S.p.A. (attivo)	euro 18.384.832
	- da Terna Rete Italia S.p.A. a Terna S.p.A. (passivo) euro 4.952.851
	Locazione aree attrezzabili postazioni di lavoro dipendenti:
	- da Terna S.p.A. a Terna Rete Italia S.p.A. (attivo)	euro 1.840.148
	- da Terna Rete Italia S.p.A. a Terna S.p.A. (passivo)	euro 396.124
	Affitto ramo d'azienda	euro 35.046.653
Rete S.r.l.	Contratto di servizi:
	Attività di rinnovo e sviluppo	pari ai costi sostenuti + 5,82% sul costo del personale sostenuto
	Contratto di servizi amm., di assist. e consul. (attivo)	euro 1.083.506
Terna Plus S.r.l.	Contratto di servizi:
	Non Regolato di Terna (passivo)	euro 129.164
	Management fee (attivo)	euro 1.123.052
	Locazione aree attrezzabili postazioni di lavoro dipendenti (attivo)	euro 132.532
Terna Energy Solutions S.r.l.	Contratto di servizi:
	Non Regolato di Terna (passivo)	euro 125.243
	Management fee (attivo)	euro 364.275
	Locazione aree attrezzabili postazioni di lavoro dipendenti (attivo)	euro 239.603
Gruppo Tamini	Contratto di servizi amministrativi (attivo)	euro 510.381
Terna Interconnector S.r.l.	Contratto di servizi amministrativi (attivo)	euro 630.687
	Presidio e coordinamento alla realizzazione delle opere civili del collegamento Italia-Francia (passivo)	pari ai costi sostenuti + 5,82% sul costo del personale sostenuto
Monita Interconnector S.r.l.	Servizi amministrativi, di supporto all'operatività e propedeutiche all'implementazione del progetto	euro 144.396
Difebal S.A.	Contratto di servizi:
	Servizi amministrativi	euro 104.835
	Servizi tecnici	variabile in base consuntivazioni. Costi "Stub transportation"
Terna Crna Gora d.o.o.	Contratto di servizi:
	Servizi tecnici	pari ai costi sostenuti + 5,82%
	Servizi amministrativi	euro 42.973
Avvenia The Energy Innovator S.r.l.	Contratto di servizi amministrativi (attivo)	euro 99.233
Rete Verde 17 S.r.l.	Management fee (attivo)	euro 4.686 per ciascuna società
Rete Verde 18 S.r.l.		controparte
Rete Verde 19 S.r.l.
Rete Verde 20 S.r.l.

Di seguito si presenta un riepilogo dei contratti intersocietari in essere al 31 dicembre 2018.

Si segnala che in materia fiscale Terna S.p.A. è consolidante nell'ambito del consolidato fiscale IRES al quale aderiscono le società controllate: Terna Rete Italia S.p.A., Rete S.r.l., Terna Plus S.r.l., Terna Energy Solutions S.r.l. e Tamini Trasformatori S.r.l.

Nei prospetti seguenti vengono specificati la natura delle operazioni attive e passive intrattenute dalla Società con le parti correlate3 e, a seguire, i rispettivi ricavi e costi consuntivati nell'esercizio, nonché i rispettivi crediti e debiti in essere al 31 dicembre 2018.

PARTE CORRELATA	OPERAZIONI ATTIVE	OPERAZIONI PASSIVE
Controllante
Cassa Depositi e Prestiti S.p.A.		Linea di credito.
Parti correlate società controllate Attività Regolate
Terna Rete Italia S.p.A.	Canone affitto ramo, servizi amministrativi, locazione postazioni dipendenti e altri servizi.	Manutenzione e altri servizi tecnici, rinnovo e sviluppo rete, franchigia Qualità del Servizio, servizi amministrativi, locazione postazioni ai dipendenti.
Rete S.r.l.	Prestazioni di servizi tecnici e amministrativi.	Corrispettivo CTR.
Terna Crna Gora d.o.o.	Servizi Amministrativi, prestazioni svolte dai Distaccati e dai dipendenti in trasferta.
Parti correlate società controllate Attività Non Regolate
Terna Energy Solutions S.r.l.	Servizi tecnici, amministrativi e finanziari, locazione spazi e postazioni.	Gestione Attività Non Regolate
Terna Plus S.r.l.	Servizi tecnici, amministrativi e finanziari, locazione spazi e postazioni.	Gestione Attività Non Regolate
Gruppo Tamini	Servizi amministrativi ed altri servizi.
Terna Interconnnector S.r.l.	Servizi amministrativi e di consulenza, contratto di finanziamento.	Presidio e coordinamento alla realizzazione delle opere civili del collegamento Italia-Francia.
Monita Interconnector S.r.l.	Servizi amministrativi, di supporto all'operatività e propedeutiche all'implementazione del progetto di interconnessione.
Santa Maria Transmissora de Energia S.A. (Brasile)	Servizi finanziari	Finanziamenti
Santa Lucia Transmissora de Energia S.A. (Brasile)	Servizi finanziari	Finanziamenti
Difebal S.A.	Servizi amministrativi e legali
Rete Verde 17 S.r.l.	Servizi amministrativi
Rete Verde 18 S.r.l.
Rete Verde 19 S.r.l.
Rete Verde 20 S.r.l.
Società collegate
Cesi S.p.A.	Locazioni attive di laboratori ed altre strutture similari per usi specifici, dividendi.	Studi e Servizi di consulenza tecnica, ricerca, progettazione e sperimentazione.
CORESO S.A.		Servizi di coordinamento tecnico TSO.
CGES	Dividendi
Altre società correlate
Gruppo GSE	Componente MIS, corrispettivo dispacciamento. Locazione spazi e postazioni.
Gruppo Enel	Corrispettivo CTR e aggregazione misure, corrispettivo dispacciamento, locazioni e affitti, manutenzione linee, interventi per spostamenti/varianti linee, housing fibra ottica e manutenzione onde convogliate su linee elettriche di proprietà.	Restituzione sconto energia elettrica, servizi edificio, fornitura alimentazione MT a nuove stazioni, servizi specialistici per la connessione ai sistemi di controllo e difesa di Terna.
Gruppo Ferrovie	Corrispettivo dispacciamento, interventi per spostamenti linee.	Canoni di attraversamento.
Snam Rete Gas		Contributi per connessioni RTN, servizi vari.
Gruppo ENI	Corrispettivo dispacciamento.	Contributi per connessioni RTN, servizi vari.
Poste Italiane		Servizi vari.
ANAS S.p.A.	Interventi per spostamenti/varianti linee	Canoni di attraversamento.
Altre società correlate MEF		Servizi vari
Fondenel e Fopen		Contributi previdenziali a carico del Gruppo Terna

³ Sono escluse dalla tabella le nature delle partite afferenti la gestione centralizzata della tesoreria ed il consolidato fiscale già descritte in precedenza.

RAPPORTI ECONOMICI (€/milioni)

	COMPONENTI POSITIVI DI REDDITO		COSTI D'ESERCIZIO
	CTR E ALTRE PARTITE ENERGIA A MARGINE	PARTITE NON ENERGIA	DIVIDENDI	PARTITE NON ENERGIA
Controllate
Terna Rete Italia S.p.A.	-	56,1	-	306,5
Santa Maria Transmissora de Energia S.A. (Brasile)	-	1,7	-	-
Santa Lucia Transmissora de Energia S.A. (Brasile)	-	5,0	-	-
Terna Crna Gora d.o.o.	-	0,6	-	-
Terna Plus S.r.l.	-	1,8	-	0,1
Gruppo Tamini	-	0,6	-	-
Terna Energy Solutions S.r.l.	-	0,7	-	0,1
Rete S.r.l.	-	1,3	-	-
Terna Interconnector S.r.l.	-	0,8	-	-
Monita Interconnector S.r.l.	-	0,2	-	-
Avvenia The Energy Innovator S.r.l.	-	0,1	-	-
Difebal S.A.	-	1,0	-	-
Totale controllate	-	69,9	-	306,7
Controllante di fatto
Cassa Depositi e Prestiti S.p.A.	-	-	-	3,1
Totale controllante di fatto	-	-	-	3,1
Società collegate:
Cesi S.p.A.	-	0,2	1,1	0,3
CORESO S.A.	-	-	-	1,6
Totale società collegate	-	0,2	1,1	1,9
Altre società correlate:
Gruppo GSE	19,0	-	-	0,1
Gruppo Enel	1.564,1	15,5	-	0,1
Gruppo Eni	6,8	-	-	0,3
Gruppo Ferrovie	2,4	0,3	-	0,2
ANAS S.p.A.	-	-	-	0,2
SNAM Rete e Gas		0,2	-	-
Totale altre società correlate	1.592,3	16,0	-	0,9
Fondi pensione:
Fondenel	-	-	-	0,3
Fopen	-	-	-	0,4
Totale fondi pensione	-	-	-	0,7
TOTALE	1.592,3	86,1	1,1	313,3

RAPPORTI PATRIMONIALI							(€/milioni)
	IMMOBILI, IMPIANTI E MACCHINARI		CREDITI DEBITI ED ED ALTRE ATTIVITÀ ALTRE PASSIVITÀ			POSIZIONE CONTO CORRENTE	GARANZIE**
	COSTI CAPITALIZZATI	ALTRI	FINANZIARI	ALTRI	FINANZIARI	INTERSOCIETARIO E DISPONIBILITÀ LIQUIDE
Controllate
Terna Rete Italia S.p.A.*	56,2	13,9	-	477,4	-	(247,9)	-
Santa Maria Transmissora de Energia S.A. (Brasile)	-	-	22,3	-	-	-	-
Santa Lucia Transmissora de Energia S.A. (Brasile)	-	-	67,2	-	-	-	-
Terna Crna Gora d.o.o.	-	0,1	-	-	-	-	-
Terna Plus S.r.l.*	-	0,8	-	2,2	-	32,1	-
Gruppo Tamini*	13,8	0,7	-	2,4	-	-	-
Terna Energy Solutions S.r.l.*	-	0,5	-	1,6	-	28,7	-
Rete S.r.l.*	-	0,4	-	6,2	-	(19,7)	-
Terna Interconnector S.r.l.	1,5	0,2	-	4,2	-	-	-
Monita Interconnector S.r.l.	-	0,1	-	-	-	0,6	-
Avvenia The Energy Innovator S.r.l.	-	0,1	-	-	-	-	-
Terna Chile S.p.A.	-	0,2	-	-	-	-	-
Difebal S.A.	-	0,9	9,9	-	-	-	-
Rete Verde 17 S.r.l.	-	-	-	-	-	0,2	-
Rete Verde 18 S.r.l.	-	-	-	-	-	0,1	-
Rete Verde 19 S.r.l.	-	-	-	-	-	0,6	-
Rete Verde 20 S.r.l.	-	-	-	-	-	0,5	-
Totale controllate	71,5	17,9	99,4	494,0	-	(204,8)	-
Controllante di fatto
Cassa Depositi e Prestiti S.p.A.	-	-	-	-	500,5	-	-
Totale controllante di fatto	-	-	-	-	500,5	-	-
Società collegate:
Cesi S.p.A.	1,0	0,2	-	0,9	-	-	1,2
CORESO S.A.	-	-	-	0,1	-	-	-
CGES	-	3,3	-	-	-	-	-
Totale società collegate	1,0	3,5	-	1,0	-	-	1,2
Altre società correlate:
Gruppo GSE	-	3,1	-	0,1	-	-	-
Gruppo Enel	0,5	399,3	-	2,2	-	-	586,2
Gruppo Eni	-	1,4	-	1,2	-	-	32,8
Gruppo Ferrovie	0,1	0,4	-	9,4	-	-	24,2
ANAS S.p.A.	0,2	0,1	-	0,2	-	-	-
Snam Rete Gas S.p.A.	-	-	-	0,7	-	-	-
Altre società correlate MEF	-	-	-	-	-	0,1	-
Totale altre società correlate	0,8	404,3	-	13,8	-	0,1	643,2
Fondi pensione:
Fopen	-	-	-	0,3	-	-	-
Totale fondi pensione	-	-	-	0,3	-	-	-
TOTALE	73,3	425,7	99,4	509,1	500,5	(204,7)	644,4

* I saldi della voce "Altri" includono le partite creditorie/debitorie afferenti il Consolidato Fiscale IRES.

** Le garanzie si riferiscono alle fideiussioni ricevute sui contratti passivi stipulati.

H. Eventi e operazioni significative non ricorrenti, operazioni atipiche o inusuali

Nel corso dell'esercizio 2018, a eccezione delle fattispecie commentate in precedenza, non sono state poste in essere operazioni significative non ricorrenti, atipiche o inusuali né con terzi né con parti correlate.

I. Note esplicative al Rendiconto finanziario

La liquidità generata dalla gestione corrente nell'esercizio è pari a 1.208,1 milioni di euro, attribuibili per circa 1.537,7 milioni di euro all'attività operativa (autofinanziamento) e per circa -329,6 milioni di euro alla liquidità assorbita dalla gestione del capitale circolante netto.

L'attività di investimento ha assorbito risorse finanziarie nette per circa 888,0 milioni di euro e si riferisce in particolare per 793,8 milioni di euro a investimenti in immobili, impianti e macchinari, per 58,4 milioni di euro a investimenti in attività immateriali, per 15,1 milioni di euro a oneri finanziari capitalizzati, nonché all'aumento di capitale sottoscritto nella controllata Terna Crna Gora d.o.o. per 59 milioni di euro.

La variazione del patrimonio netto presenta un decremento di 452,5 milioni di euro dovuti principalmente all'erogazione del saldo dividendo 2017 (292,9 milioni di euro) e dell'acconto sul dividendo 2018 (158,2 milioni di euro).

Pertanto, le risorse finanziarie necessarie per l'attività d'investimento e la remunerazione del capitale proprio nell'esercizio hanno determinato un fabbisogno complessivo pari a 1.340,5 milioni di euro, per la gran parte coperto dalla liquidità generata dalla gestione corrente 1.208,1 milioni di euro e per la restante parte mediante utilizzo di disponibilità liquide. L'indebitamento finanziario netto nel corso dell'esercizio è aumentato di 55,3 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente.

Si fornisce nel seguito un prospetto per la riconciliazione delle variazioni nette derivanti dalle attività di finanziamento del Rendiconto finanziario:

				(€/milioni)
	31.12.2017	FINANCING CASH FLOWS	DELTA FV E ALTRO	31.12.2018
- Finanziamenti a lungo termine (inclusa quota corrente)	9.522,5	(9,7)	(111,1)	9.401,7
- Finanziamenti a breve termine	90,0	(90,0)	-	-
- Finanziamenti attivi verso controllate*	-	(99,5)	-	(99,5)
- Titoli di Stato*	-	(401,5)	(1,1)	(402,6)
Variazione nette da Attività di Finanziamento	9.612,5	(600,7)	(112,2)	8.899,6

* Incluse nelle voci "Attività finanziarie non correnti" e "Attività finanziarie correnti" del Prospetto della Situazione patrimoniale finanziaria

L. Erogazioni pubbliche

La legge 4 agosto 2017, n. 124 (legge annuale per il mercato e la concorrenza) ha introdotto all'articolo 1, commi da 125 a 129, alcune misure finalizzate ad assicurare la trasparenza nel sistema delle erogazioni pubbliche, che, in particolare, richiedono di rendicontare nel Bilancio annuale delle società soggette all'obbligo, l'ammontare delle erogazioni pubbliche ricevute (comma 125) e effettuate (comma 126).

In coerenza con la circolare n. 5 del 22/2/2019 " Trasparenza nel sistema delle erogazioni pubbliche: analisi della disciplina e orientamenti interpretativi" pubblicata da Assonime del mese di febbraio 2019, i principali criteri e modalità di rendicontazione delle erogazioni pubbliche adottate da Terna S.p.A. sono di seguito sintetizzati:

• la disciplina si applica solo ai soggetti residenti in Italia;
• le erogazioni hanno carattere di liberalità o donazione, e rappresentano incentivi o agevolazioni volte a conferire al beneficiario un riconosciuto vantaggio economico; si tratta pertanto di erogazioni a titolo di donazione o liberalità e di aiuti pubblici ad hoc concessi non sulla base di un regime generale di aiuti;
• le risorse pubbliche sono esclusivamente "nazionali";
• le erogazioni sono rendicontate secondo il criterio della cassa e per importo non inferiore a 10.000 euro (con riferimento al singolo beneficiario) nel periodo considerato.

In linea a quanto sopra esposto, di seguito le erogazioni pubbliche incassate/disposte dalla Società nell'anno 2018:

EROGAZIONI RICEVUTE (COMMA 125)

		ENTE CONCEDENTE
ENTE BENEFICIARIO	DENOMINAZIONE / RAGIONE SOCIALE	CODICE FISCALE	PARTITA IVA	TIPOLOGIA DI OPERAZIONE	IMPORTO IN EURO	NOTE
TERNA S.p.A.	Ministero dello Sviluppo Economico	80230390587	80230390587	Aiuti di Stato*		47.053.290,76 Anticipazione di contributi concessi su progetti di Terna S.p.a. finanziati con contributi pubblici a valere sulle risorse del Programma Operativo Nazionale (PON) Imprese & Competitività 2014 - 2020 FESR - ASSE IV - Priorità di investimento 4d - Azione 4.3.1
TERNA S.p.A.	Regione Sicilia	80012000826	02711070827	Aiuti di Stato*		14.499.449,49 Anticipazione di contributi concessi su progetti di Terna S.p.a. finanziati con contributi pubblici a valere sulle risorse del Programma Operativo Regionale (POR) FESR Sicilia 2014 - 2020 - OT4 - Azione 4.3.1
TOTALE					61.552.740,25

*Rientrano nell'obbligo di pubblicazione nel Registro nazionale degli aiuti di Stato

EROGAZIONI EFFETTUATE (COMMA 126)

		BENEFICIARIO
ENTE EROGANTE	DENOMINAZIONE / RAGIONE SOCIALE	CODICE FISCALE	PARTITA IVA	TIPOLOGIA DI OPERAZIONE	IMPORTO IN EURO	NOTE
TERNA S.p.A.	Istituto nazionale perl'assicurazione contro gli infortuni sul lavoro		00968951004	Liberalità		12.000 I ediz. Master Biennale in "Gestione Integrata di Sicurezza e Salute nell'Evoluzione del Mondo del Lavoro"
TERNA S.p.A.	Fondazione Bambino Gesù Onlus	97531780589		Liberalità		40.000 Sostegno economico all'accoglienza abitativa per le famiglie dei bambini
TOTALE					52.000

M. Proposta di destinazione dell'utile dell'esercizio

Il Consiglio di Amministrazione di Terna S.p.A. propone di distribuire, per l'esercizio 2018, un dividendo complessivo di 468.730.134,40 euro pari a 0,2332 euro per azione, di cui 0,0787 euro per azione deliberato a titolo di acconto in data 9 novembre 2018.

Il Consiglio di Amministrazione propone pertanto di destinare l'utile netto dell'esercizio 2018 di Terna S.p.A., pari a 661.291.201,83 euro come segue:

• quanto a euro 158.186.370,40 a copertura dell'acconto sul dividendo messo in pagamento a decorrere dal 21 novembre 2018;
• quanto a euro 310.543.764,00 a saldo del dividendo da distribuire nella misura di euro 0,154500 per ognuna delle 2.009.992.000 azioni ordinarie alla data del presente Consiglio di Amministrazione da mettere in pagamento il 26 giugno 2019 con "data stacco" cedola n. 30 coincidente con il 24 giugno 2019 (record date ex art.83-terdecies del Decreto Legislativo 24 febbraio 1998 n. 58 cd. "TUF": 25 giugno 2019);
• quanto a euro 192.561.067,43 a Utili a Nuovo.

N. Fatti di rilievo successivi alla chiusura dell'esercizio

Conferimento Ramo d'Azienda

Con effetto dal 1 gennaio 2019, Terna S.p.A. ha conferito nella società Terna Rete Italia S.p.A., in base all'atto di conferimento perfezionato in data 20 dicembre 2018, il ramo d'azienda costituito da persone, beni e un contratto di "service" avente ad oggetto la prestazione di servizi immobiliari di "building management", manutenzione, supporto nella gestione immobiliare e "facility management" su alcuni immobili di proprietà di Terna S.p.A..

Le Parti hanno fissato il valore del conferimento del ramo, sulla base di apposita perizia, in complessivi euro 17.949.501,00, di cui euro 180.000,00 a titolo di aumento di capitale sociale della società Terna Rete Italia S.p.A..

Per l'esecuzione del suddetto contratto dei servizi Terna S.p.A. riconosce a Terna Rete Italia S.p.A., oltre al rimborso dei costi documentati, un corrispettivo per annuo solare pari ad euro 224.000,00 (oltre IVA nella misura dovuta).

Revisione della configurazione zonale Brindisi, Foggia e Priolo

Dal 1 gennaio 2019 è in vigore la nuova struttura zonale che, prevede l'accorpamento dei poli di produzione limitata di Brindisi, Foggia e Priolo nelle zone limitrofe (rispettivamente Sud e Sicilia), nonché lo spostamento del nodo di Gissi dalla zona Sud alla zona Centro Sud. Tale modifica è stata apportata in ottemperanza al Regolamento Europeo "CACM", a cui devono conformarsi tutte le autorità di regolazione e tutti i gestori di rete (TSO) degli Stati membri dell'Unione Europea. In particolare, le modifiche apportate hanno come scopo l'esercizio in sicurezza della rete di trasmissione nonché l'efficientamento e l'economicità del Mercato Elettrico. L'ARERA, con la deliberazione 386/2018/R/eel, ha approvato la proposta di revisione della configurazione zonale presentata da Terna a valle del processo di revisione condotto nel 2018 ai sensi del Regolamento Europeo CACM e della Deliberazione ARERA 22/18/R/eel.

Emissione obbligazionaria "Private Placement" green

In data 10 gennaio 2019 Terna S.p.A. ha lanciato un'emissione obbligazionaria green in Euro, a tasso fisso, nella forma di private placement per un totale di 250 milioni di Euro, a cui è stato attribuito un rating "BBB+" da Standard and Poor's, "(P)Baa2" da Moody's e "BBB+" da Fitch. I proventi netti dell'emissione saranno utilizzati per finanziare i c.d. eligible green projects della Società, confermando la strategia di Terna orientata a coniugare sostenibilità e crescita, per favorire la transizione energetica in atto e generare sempre maggiori benefici per il Paese e tutti gli stakeholders.

Bloomberg Gender Equality Index

In data 16 gennaio 2019 Terna, è stata inclusa per la prima volta nel Bloomberg Gender Equality Index (GEI), indice internazionale che misura le performance aziendali sui temi della parità di genere e la qualità e la trasparenza nella loro rendicontazione pubblica, aspetto decisivo ai fini della valutazione complessiva. Per il 2019 Bloomberg ha analizzato oltre 9 mila aziende quotate sui principali mercati finanziari mondiali, includendone nell'indice GEI solo 230 - sono tre, complessivamente, quelle italiane - appartenenti a 36 paesi e rappresentative di 10 diversi settori (tra cui energia, industria, utility, finanza).

Regione del Veneto e Terna: Piano di investimenti

In data 21 gennaio 2019, il Governatore della Regione del Veneto, Luca Zaia, e l'Amministratore Delegato di Terna, Luigi Ferraris, hanno firmato un accordo di programma per interventi straordinari per la sicurezza del sistema elettrico e lo sviluppo del territorio regionale, volto a favorire la promozione dello sviluppo sostenibile del Veneto e il rilancio economico e sociale delle aree colpite dagli eccezionali eventi atmosferici del novembre 2018 attraverso la ricostruzione e lo sviluppo delle infrastrutture elettriche regionali. In tal senso, la Regione del Veneto e Terna si impegneranno ad adottare le più avanzate modalità di collaborazione, che prevedono una stretta e piena partecipazione delle Amministrazioni locali e della popolazione nella definizione delle azioni e degli interventi necessari sui vari territori. L'Accordo prevede un ingente ammontare di investimenti per la realizzazione di interventi cruciali sulla rete elettrica del Veneto, di cui il più significativo è il progetto di razionalizzazione tra Venezia e Padova per un impegno di oltre 400 milioni di euro.

Nomina per cooptazione di un nuovo consigliere

In data 15 febbraio 2019, il Consiglio di Amministrazione di Terna S.p.A., a seguito delle dimissioni di Stefano Saglia, ha cooptato come nuovo Consigliere non esecutivo Paolo Calcagnini, (Chief Financial Officer di Cassa Depositi e Prestiti S.p.A.), accogliendo l'invito formulato dal Gruppo Cassa Depositi e Prestiti che, con lettera del 6 febbraio 2019, ha sottoposto la relativa candidatura alla sua opportuna e autonoma valutazione.

Costituzione PI.SA. 2 S.r.l.

In data 15 febbraio 2019, è stata costituita la società PI.SA. 2 S.r.l., interamente partecipata da Terna S.p.A., avente come oggetto sociale la progettazione, realizzazione, gestione, sviluppo, esercizio e manutenzione, anche per conto terzi, di linee e di strutture a rete e di altre infrastrutture a tali reti connesse, di impianti e apparecchiature funzionali alle attività nel settore della trasmissione dell'energia elettrica; occuparsi di ricerca, consulenza ed assistenza sulle questioni relative al core business; condurre qualunque altra attività che consenta una migliore utilizzazione e valorizzazione delle reti, strutture, risorse e competenze impiegate.

Terna per la rete elettrica di Genova

In data 18 febbraio 2019, nell'ambito del piano di razionalizzazione della rete elettrica della Città di Genova, Terna ha concluso i lavori di posa degli elettrodotti in cavo 132 kV C.P.Fiera - C.P. Centro e Genova T.- C.P. Fiera. Gli interventi sono necessari per favorire l'incremento delle attività portuali, grazie all'ammodernamento della rete locale, e per realizzare opere strategiche per lo sviluppo e la riqualificazione urbana della città di Genova duramente colpita dal crollo del Ponte Morandi dello scorso agosto.

Nuova linea elettrica in Brasile per lo sviluppo delle fonti rinnovabili

In data 19 febbraio 2019 è stata inaugurata una nuova linea elettrica in alta tensione lunga 158 km nello Stato di Rio Grande do Sul che consentirà di integrare pienamente nella rete brasiliana grandi quantitativi di energia prodotta da fonti rinnovabili, in particolare eolica. Terna, tramite la sua controllata Santa Maria Transmissora de Energia, ha messo in esercizio il nuovo elettrodotto a 230 kV "Santa Maria 3 - Santo Angelo 2" nel sudest del Brasile, considerato di prioritaria importanza per lo stato di Rio Grande do Sul poiché permette di integrare nella rete di trasmissione nazionale l'energia generata dagli impianti eolici presenti nel sud del Brasile. Con oltre l'80% dell'elettricità proveniente da fonti pulite e con l'eolico cresciuto del 20% solo nell'ultimo anno, il Brasile rappresenta attualmente il più grande mercato energetico dell'America Latina e tra i primi cinque al mondo per potenzialità di sviluppo.

Riassetto Laguna Veneta

In data 21 febbraio 2019 entra in esercizio il cavo interrato e sottomarino a 132 kV C.P. Sacca Serenella - C.P. Cavallino insieme ad altri interventi come l'avvio della demolizione dell'elettrodotto aereo Fusina 2 - Sacca Fisola per un totale di 6,5 Km e 24 sostegni elettrici eliminati, gran parte dei quali insiste attualmente nell'area lagunare, al fine di garantire maggiore efficienza e sicurezza della rete elettrica della Laguna di Venezia.

Terna ha inoltre avviato lavori propedeutici alla demolizione di un tratto della linea Villabona - Fusina 2 nella parte interferente con il Vallone Moranzani. Una volta conclusa la rimozione dei conduttori elettrici sarà possibile avviare lo smantellamento di circa 2 Km di elettrodotti e 9 sostegni. L'intervento consentirà anche la demolizione di ulteriori 3,6 Km di linee per un totale di 15 tralicci che interessano l'abitato di Malcontenta e l'area del porto Venice Ro - Ro.

Riassetto rete elettrica tra Rimini - Riccione

In data 27 febbraio 2019 è stato presentato il progetto di riassetto della rete nell'area di Rimini, finalizzato a rendere più sicuro ed efficiente il sistema elettrico dell'area, soprattutto durante la stagione estiva, durante la quale i consumi elettrici aumentano in modo considerevole, con conseguente rischio di disservizi. Sono 8, complessivamente, i comuni interessati dall'ampio piano di interventi: Rimini, Riccione, Coriano, Sant'Arcangelo di Romagna, San Mauro Pascoli, Savignano sul Rubicone, Gatteo e Gambettola.

A Rimini gli interventi prevedono 84 tralicci e circa 21 km di linee demolite, a fronte di circa 9 km di nuovo cavo interrato e due nuovi sostegni: il centro abitato potrà beneficiare di ampie superfici di territorio liberato da vecchie infrastrutture e, in particolare, due plessi scolastici, le scuole elementari "Padulli" e "Rodari", che si trovano proprio nell'area interessata dal riassetto della rete elettrica.

Operazione Mato Grosso

In data 27 febbraio 2019, è stato sottoscritto un Accordo Implementativo tra la Parrocchia di Chacas, e Terna Plus S.r.l., per la costruzione di oltre 16 km di linea elettrica in alta tensione costruiti a un'altitudine record di 4.100 metri sulle Ande che consentiranno di collegare alla rete nazionale peruviana la centrale idroelettrica di Huallin, paese situato 500 km a Nord dalla capitale Lima, incrementando in modo significativo la produzione e il trasporto di energia rinnovabile a beneficio sia della comunità locale sia di tutte le altre popolazioni disagiate supportate dall'Operazione Mato Grosso.

Per Terna l'Accordo rientra nel più ampio ambito dello sviluppo dei progetti di 'business solidale' e delle attività di volontariato promosse già da diversi anni per il benessere delle popolazioni più disagiate dei territori in cui opera, anche attraverso il sostegno alle organizzazioni volontarie e no profit in interventi di beneficenza e solidarietà sociale sempre in ottica di sostenibilità ambientale.

Snam e Terna: collaborazione per attività di ricerca e innovazione e convergenze elettricità-gas

In data, 1 marzo 2019, Snam e Terna hanno sottoscritto un Memorandum of Understanding per definire e realizzare iniziative comuni, in particolare su ricerca, sviluppo e innovazione e sulle possibili convergenze tra sistema elettrico e sistema gas.

Le aree di attività oggetto dell'accordo riguardano lo sviluppo di scenari energetici condivisi nazionali ed europei per la valorizzazione delle convergenze tra sistema gas e sistema elettrico nell'ambito del progetto di Snam di conversione dei propri impianti di compressione e stoccaggio in "dual energy" gas-elettrico, con significativi benefici in termini di accresciuta flessibilità dei servizi resi e di riduzione di impatto ambientale.

Inoltre, particolare importanza avranno le iniziative di ricerca e sviluppo, con particolare riferimento all'utilizzo delle fonti rinnovabili programmabili per la generazione elettrica nonché alle nuove tecnologie di sector coupling, mirate a un sempre migliore utilizzo delle risorse, oltre che alla sperimentazione e lo sviluppo di soluzioni tecnologiche innovative per l'analisi e il monitoraggio delle infrastrutture, l'analisi idrogeologica dei territori, il monitoraggio dei cantieri, l'ottimizzazione congiunta delle reti elettriche e gas.

Riassetto rete elettrica tra Catanzaro e Calusia

In data, 4 marzo 2019, mediante 3 appuntamenti aperti ai cittadini in provincia di Catanzaro e Crotone i Terna informerà dell'area individuata per la realizzazione di una nuova linea elettrica a 150 kV che interesserà i territori dei Comuni di Catanzaro, Soveria Simeri, Simeri Crichi, Zagarise, Sellia Marina, Belcastro, Andali, Cerva, Petronà, Sersale Cropani, Mesoraca, Cotronei, Petilia Policastro e Caccuri. L'intervento è finalizzato a garantire maggiore stabilità e affidabilità del sistema elettrico dell'area, a migliorare la qualità del servizio e l'efficienza della rete e a favorire l'incremento della produzione rinnovabile .

La linea a 150 kV che partendo dalla Stazione Elettrica di Catanzaro si collegherà alla Stazione Elettrica di Calusia, raccordandosi alla stazione di Belcastro e alla Cabina Primaria di Mesoraca, una volta realizzata, consentirà la demolizione di circa 90 km di linee aeree.

Nuove composizioni dei comitati endoconsiliari

In data 21 marzo 2019, il Consiglio di Amministrazione ha modificato la composizione dei comitati endoconsiliari, al fine di continuare a garantire l'adesione alle raccomandazioni del Codice di Autodisciplina ed essere allineato alle migliori pratiche di governance. Gabriella Porcelli ha assunto la presidenza del Comitato per le Nomine del quale continuano a far parte Fabio Corsico e Yunpeng He. Il Comitato Controllo e Rischi, Corporate Governance e Sostenibilità - la cui presidenza è stata affidata a Luca Dal Fabbro già dallo scorso 9 novembre 2018 - continua a vedere la presenza di Paola Giannotti e di Elena Vasco. Quest'ultima è stata invece nominata componente del Comitato per la Remunerazione, che mantiene inalterata la presenza di Fabio Corsico (in qualità di Presidente) e di Gabriella Porcelli. Paola Giannotti è stata, infine, nominata Presidente del Comitato Parti Correlate, del quale continuano a far parte Luca Dal Fabbro e Gabriella Porcelli.

Emissione obbligazionaria green

Il 3 aprile 2019 TERNA S.p.A. ha lanciato un'emissione obbligazionaria green in Euro destinata a investitori istituzionali. L'emissione è stata realizzata nell'ambito del proprio Programma Euro Medium Term Notes (EMTN) da Euro 8.000.000.000, a cui è stato attribuito un rating "BBB+" da Standard and Poor's, "(P) Baa2" da Moody's e "BBB+" da Fitch e ammonta a 500 milioni di Euro. Il green bond ha una durata pari a 7 anni e scadenza in data 10 aprile 2026, pagherà una cedola pari all'1,000%, sarà emesso a un prezzo pari a 99,886%, con uno spread di 78 punti base rispetto al midswap e uno spread indicativo più basso di circa 100 bps rispetto al Btp di pari durata. Il costo effettivo per Terna dell'emissione risulta, quindi, pari a 1,02% rispetto a un costo medio complessivo del debito consolidato di Piano pari all'1,6%. I proventi netti dell'emissione saranno utilizzati per finanziare i c.d. eligible green projects della società.

Informazioni

ai sensi dell'art. 149-duodecies del Regolamento Emittenti CONSOB

Il seguente prospetto, redatto ai sensi dell'art. 149 duodecies del Regolamento Emittenti CONSOB, evidenzia i corrispettivi di competenza dell'esercizio 2018 per i servizi di revisione e per quelli diversi, resi dalle società di revisione a Terna S.p.A..

(€)

	SOGGETTO CHE HA EROGATO IL SERVIZIO	CORRISPETTIVI DI COMPETENZA DELL'ESERCIZIO
Revisione contabile	PwC	356.001
Servizi di attestazione e Altri	PwC	160.613
TOTALE		516.614

Attestazione

del Bilancio d'esercizio ai sensi dell'art. 81-ter del Regolamento CONSOB n. 11971 del 14 maggio 1999 e successive modifiche e integrazioni

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BASSA

del Collegio Sindacale all'Assemblea degli Azionisti di Terna S.p.A.

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- revisione unbundling per ARERA		35.200
	- revisione reporting package	17.600

- parere su acconto dividendi	35.200
- attestazione rapporto di sostenibilità/dichiarazione
non finanziaria	87.570
- comfort letter EMTN e altre emissioni	121.525

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• -
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Relazione

della società di revisione indipendente ai sensi dell'articolo 14 del D. Lgs. 27 gennaio 2010, n. 39 e dell'articolo 10 del Regolamento (UE) 537/2014 - Bilancio di esercizio al 31 dicembre 2018

Relazione della società di revisione indipendente

ai sensi dell'articolo 14 del DLgs 27 gennaio 2010, n° 39 e dell'articolo 10 del Regolamento (UE) n° 537/2014

Agli azionisti di Terna SpA

Relazione sulla revisione contabile del bilancio di esercizio

Giudizio

Abbiamo svolto la revisione contabile del bilancio di esercizio di Terna SpA (la Società), costituito dalla situazione patrimoniale-finanziaria al 31 dicembre 2018, dal conto economico, dal conto economico complessivo, dal prospetto delle variazioni del patrimonio netto, dal rendiconto finanziario per l'esercizio chiuso a tale data e dalle note al bilancio che includono anche la sintesi dei più significativi principi contabili applicati.

A nostro giudizio, il bilancio di esercizio fornisce una rappresentazione veritiera e corretta della situazione patrimoniale e finanziaria della Società al 31 dicembre 2018, del risultato economico e dei flussi di cassa per l'esercizio chiuso a tale data in conformità agli International Financial Reporting Standards adottati dall'Unione Europea nonché ai provvedimenti emanati in attuazione dell'articolo 9 del DLgs n° 38/2005.

Elementi alla base del giudizio

Abbiamo svolto la revisione contabile in conformità ai principi di revisione internazionali (ISA Italia). Le nostre responsabilità ai sensi di tali principi sono ulteriormente descritte nella sezione "Responsabilità della società di revisione per la revisione contabile del bilancio di esercizio" della presente relazione. Siamo indipendenti rispetto alla Società in conformità alle norme e ai principi in materia di etica e di indipendenza applicabili nell'ordinamento italiano alla revisione contabile del bilancio. Riteniamo di aver acquisito elementi probativi sufficienti e appropriati su cui basare il nostro giudizio.

Aspetti chiave della revisione contabile

Gli aspetti chiave della revisione contabile sono quegli aspetti che, secondo il nostro giudizio professionale, sono stati maggiormente significativi nell'ambito della revisione contabile del bilancio dell'esercizio in esame. Tali aspetti sono stati da noi affrontati nell'ambito della revisione contabile e nella formazione del nostro giudizio sul bilancio di esercizio nel suo complesso; pertanto su tali aspetti non esprimiamo un giudizio separato.

Aspetti chiave Procedure di revisione in risposta agli aspetti chiave

Capitalizzazione dei costi relativi agli investimenti per la gestione e lo sviluppo della rete

Sezione D – Informazioni sul prospetto della Situazione patrimoniale-finanziaria – Nota 10 Immobili, impianti e macchinari e Nota 12 Attività immateriali

Le capitalizzazioni dell'esercizio relative a immobilizzazioni materiali e immateriali ammontano complessivamente a Euro 886 milioni e sono prevalentemente riferibili agli investimenti per la gestione e lo sviluppo della rete di trasmissione.

I ricavi derivanti dalle attività di trasmissione e dispacciamento (attività regolate) sono calcolati annualmente, in accordo con la regolazione tariffaria vigente, determinata sulla base della remunerazione prefissata degli investimenti realizzati, degli ammortamenti e dei costi operativi riconosciuti.

La capitalizzazione dei costi relativi agli investimenti per la gestione e lo sviluppo della rete ha pertanto rappresentato un aspetto chiave nell'ambito della revisione del bilancio di esercizio, anche alla luce della significatività e del numero elevato di transazioni. Strumenti finanziari derivati

Sezione D – Informazioni sul prospetto della Situazione patrimoniale-finanziaria – Nota 21 Finanziamenti e passività finanziarie e Sezione E – Impegni e rischi

L'ammontare dei finanziamenti passivi in essere è pari a Euro 9.402 milioni nel bilancio di esercizio al 31 dicembre 2018.

In accordo con le politiche di gestione dei rischi, il gruppo mitiga la propria esposizione al rischio di variazione dei tassi di interesse mediante la sottoscrizione di strumenti finanziari derivati di copertura.

Abbiamo condotto attività volte alla comprensione e valutazione del sistema di controllo interno relativo al ciclo investimenti, con particolare riferimento all'identificazione dei controlli rilevanti e alla verifica della loro efficacia operativa.

Abbiamo valutato la conformità delle capitalizzazioni dei costi con i principi contabili internazionali.

Abbiamo inoltre svolto procedure di validità analizzando, su base campionaria, la documentazione a supporto dei costi capitalizzati per verificare che questi fossero accurati, completi nonché afferenti all'esercizio di competenza.

Le nostre verifiche hanno ricompreso l'analisi delle note al bilancio per verificare l'adeguatezza e la completezza dell'informativa.

Abbiamo effettuato la comprensione e la valutazione del sistema di controllo interno relativo al processo di misurazione degli strumenti finanziari derivati e al relativo trattamento contabile.

Abbiamo ricalcolato, su base campionaria e con l'utilizzo di esperti della rete PwC, il fair value degli strumenti finanziari derivati e verificato l'efficacia delle coperture contabili nel rispetto di quanto previsto dal principio contabile IFRS 9 e dalle procedure aziendali.

Aspetti chiave	Procedure di revisione in risposta agli aspetti chiave
L'ammontare nozionale degli strumenti finanziari derivati in essere al 31 dicembre 2018 è pari a Euro 3.226 milioni.	Le nostre verifiche hanno ricompreso l'analisi delle note al bilancio per verificare l'adeguatezza e la completezza dell'informativa.
Considerata la significatività dei valori, il grado di complessità sia del processo di determinazione del fair value sia delle regole di contabilizzazione previste dal nuovo principio contabile internazionale IFRS 9 "Financial Instruments", la verifica degli strumenti finanziari derivati ha rappresentato un aspetto chiave della revisione del bilancio di esercizio.

Responsabilità degli amministratori e del collegio sindacale per il bilancio di esercizio

Gli amministratori sono responsabili per la redazione del bilancio di esercizio che fornisca una rappresentazione veritiera e corretta in conformità agli International Financial Reporting Standards adottati dall'Unione Europea nonché ai provvedimenti emanati in attuazione dell'articolo 9 del DLgs n° 38/2005 e, nei termini previsti dalla legge, per quella parte del controllo interno dagli stessi ritenuta necessaria per consentire la redazione di un bilancio che non contenga errori significativi dovuti a frodi o a comportamenti o eventi non intenzionali.

Gli amministratori sono responsabili per la valutazione della capacità della Società di continuare a operare come un'entità in funzionamento e, nella redazione del bilancio di esercizio, per l'appropriatezza dell'utilizzo del presupposto della continuità aziendale, nonché per una adeguata informativa in materia. Gli amministratori utilizzano il presupposto della continuità aziendale nella redazione del bilancio di esercizio a meno che abbiano valutato che sussistono le condizioni per la liquidazione della Società o per l'interruzione dell'attività o non abbiano alternative realistiche a tali scelte.

Il collegio sindacale ha la responsabilità della vigilanza, nei termini previsti dalla legge, sul processo di predisposizione dell'informativa finanziaria della Società.

Responsabilità della società di revisione per la revisione contabile del bilancio di esercizio

I nostri obiettivi sono l'acquisizione di una ragionevole sicurezza che il bilancio di esercizio nel suo complesso non contenga errori significativi, dovuti a frodi o a comportamenti o eventi non intenzionali, e l'emissione di una relazione di revisione che includa il nostro giudizio. Per ragionevole sicurezza si intende un livello elevato di sicurezza che, tuttavia, non fornisce la garanzia che una revisione contabile svolta in conformità ai principi di revisione internazionali (ISA Italia) individui sempre un errore significativo, qualora esistente. Gli errori possono derivare da frodi o da comportamenti o eventi non intenzionali e sono considerati significativi qualora ci si possa ragionevolmente attendere che essi, singolarmente o nel loro insieme, siano in grado di influenzare le decisioni economiche prese dagli utilizzatori sulla base del bilancio di esercizio.

Nell'ambito della revisione contabile svolta in conformità ai principi di revisione internazionali (ISA Italia), abbiamo esercitato il giudizio professionale e abbiamo mantenuto lo scetticismo professionale per tutta la durata della revisione contabile. Inoltre:

• abbiamo identificato e valutato i rischi di errori significativi nel bilancio di esercizio, dovuti a frodi o a comportamenti o eventi non intenzionali; abbiamo definito e svolto procedure di revisione in risposta a tali rischi; abbiamo acquisito elementi probativi sufficienti e appropriati su cui basare il nostro giudizio. Il rischio di non individuare un errore significativo dovuto a frodi è più elevato rispetto al rischio di non individuare un errore significativo derivante da comportamenti o eventi non intenzionali, poiché la frode può implicare l'esistenza di collusioni, falsificazioni, omissioni intenzionali, rappresentazioni fuorvianti o forzature del controllo interno;
• abbiamo acquisito una comprensione del controllo interno rilevante ai fini della revisione contabile allo scopo di definire procedure di revisione appropriate nelle circostanze e non per esprimere un giudizio sull'efficacia del controllo interno della Società;
• abbiamo valutato l'appropriatezza dei principi contabili utilizzati nonché la ragionevolezza delle stime contabili effettuate dagli amministratori, inclusa la relativa informativa;
• siamo giunti a una conclusione sull'appropriatezza dell'utilizzo da parte degli amministratori del presupposto della continuità aziendale e, in base agli elementi probativi acquisiti, sull'eventuale esistenza di un'incertezza significativa riguardo a eventi o circostanze che possono far sorgere dubbi significativi sulla capacità della Società di continuare a operare come un'entità in funzionamento. In presenza di un'incertezza significativa, siamo tenuti a richiamare l'attenzione nella relazione di revisione sulla relativa informativa di bilancio ovvero, qualora tale informativa sia inadeguata, a riflettere tale circostanza nella formulazione del nostro giudizio. Le nostre conclusioni sono basate sugli elementi probativi acquisiti fino alla data della presente relazione. Tuttavia, eventi o circostanze successivi possono comportare che la Società cessi di operare come un'entità in funzionamento;
• abbiamo valutato la presentazione, la struttura e il contenuto del bilancio di esercizio nel suo complesso, inclusa l'informativa, e se il bilancio di esercizio rappresenti le operazioni e gli eventi sottostanti in modo da fornire una corretta rappresentazione.

Abbiamo comunicato ai responsabili delle attività di governance, identificati a un livello appropriato come richiesto dagli ISA Italia, tra gli altri aspetti, la portata e la tempistica pianificate per la revisione contabile e i risultati significativi emersi, incluse le eventuali carenze significative nel controllo interno identificate nel corso della revisione contabile.

Abbiamo fornito ai responsabili delle attività di governance anche una dichiarazione sul fatto che abbiamo rispettato le norme e i principi in materia di etica e di indipendenza applicabili nell'ordinamento italiano e abbiamo comunicato loro ogni situazione che possa ragionevolmente avere un effetto sulla nostra indipendenza e, ove applicabile, le relative misure di salvaguardia. Tra gli aspetti comunicati ai responsabili delle attività di governance, abbiamo identificato quelli che sono stati più rilevanti nell'ambito della revisione contabile del bilancio dell'esercizio in esame, che hanno costituito quindi gli aspetti chiave della revisione. Abbiamo descritto tali aspetti nella presente relazione di revisione.

Altre informazioni comunicate ai sensi dell'articolo 10 del Regolamento (UE) 537/2014

L'assemblea degli azionisti di Terna SpA ci ha conferito, in data 13 maggio 2011, l'incarico di revisione legale del bilancio di esercizio e consolidato della Società per gli esercizi dal 31 dicembre 2011 al 31 dicembre 2019.

Dichiariamo che non sono stati prestati servizi diversi dalla revisione contabile vietati ai sensi dell'articolo 5, paragrafo 1, del Regolamento (UE) 537/2014 e che siamo rimasti indipendenti rispetto alla Società nell'esecuzione della revisione legale.

Confermiamo che il giudizio sul bilancio di esercizio espresso nella presente relazione è in linea con quanto indicato nella relazione aggiuntiva destinata al collegio sindacale, nella sua funzione di comitato per il controllo interno e la revisione contabile, predisposta ai sensi dell'articolo 11 del citato Regolamento.

Relazione su altre disposizioni di legge e regolamentari

Giudizio ai sensi dell'articolo 14, comma 2, lettera e), del DLgs 39/2010 e dell'articolo 123-bis, comma 4, del DLgs 58/1998

Gli amministratori di Terna SpA sono responsabili per la predisposizione della relazione sulla gestione e della relazione sul governo societario e gli assetti proprietari di Terna SpA al 31 dicembre 2018, incluse la loro coerenza con il relativo bilancio di esercizio e la loro conformità alle norme di legge.

Abbiamo svolto le procedure indicate nel principio di revisione (SA Italia) n° 720B al fine di esprimere un giudizio sulla coerenza della relazione sulla gestione e di alcune specifiche informazioni contenute nella relazione sul governo societario e gli assetti proprietari indicate nell'articolo 123-bis, comma 4, del DLgs 58/1998, con il bilancio di esercizio di Terna SpA al 31 dicembre 2018 e sulla conformità delle stesse alle norme di legge, nonché di rilasciare una dichiarazione su eventuali errori significativi.

A nostro giudizio, la relazione sulla gestione e alcune specifiche informazioni contenute nella relazione sul governo societario e gli assetti proprietari sopra richiamate sono coerenti con il bilancio di esercizio di Terna SpA al 31 dicembre 2018 e sono redatte in conformità alle norme di legge.

Con riferimento alla dichiarazione di cui all'articolo 14, comma 2, lettera e), del DLgs 39/2010, rilasciata sulla base delle conoscenze e della comprensione dell'impresa e del relativo contesto acquisite nel corso dell'attività di revisione, non abbiamo nulla da riportare.

Roma, 11 aprile 2019

PricewaterhouseCoopers SpA

Luca Bonvino (Revisore legale)

Relazione Finanziaria Annuale Rapporto Integrato

Rapporto di Sostenibilità Dichiarazione Non Finanziaria

PERCORSO DI CREAZIONE DEL REPORTING 2018

Rapporto di Sostenibilità 2018

Gruppo Terna

I documenti di reporting rappresentano uno strumento di comprensione e di sintesi fondamentale per tutti gli stakeholder di Terna, interni ed esterni.

Sono il risultato finale di una serie di scelte precise in termini di trasparenza, comunicazione, correttezza, completezza e connettività delle informazioni e il culmine di un insieme di processi complessi che coinvolge persone di molte strutture aziendali.

Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Proprietari

Relazione Annuale sulla Remunerazione

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Relazione Finanziaria Annuale - Rapporto Integrato 2018

Terna S.p.A. e Gruppo Terna