LA RESPONSABILITÀ DELL'ENERGIA

2019 RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE RAPPORTO INTEGRATO

Relazione Finanziaria Annuale - Rapporto Integrato 2019

Terna S.p.A. e Gruppo Terna

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Tutte le foto utilizzate sono di proprietà di Terna. www terna it

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 rappresenta una grande opportunità. Una vera e propria trasformazione industriale che richiede un impegno corale di imprese, istituzioni e stakeholder, che sono chiamati a collaborare per delineare strategie e implementare progetti incentrati sugli obiettivi di decarbonizzazione, efficienza energetica e sicurezza, nonché su ricerca, innovazione e competitività.

In questo nuovo scenario Terna assume il ruolo cruciale di abilitatore della trasformazione in corso ed è chiamata a gestire la maggiore complessità del sistema elettrico anche affermando il peso dell'Italia come hub energetico europeo del Mediterraneo. Protagonista imprescindibile della "rivoluzione green", Terna continua a investire per assicurare una rete elettrica sempre più moderna, efficiente, sicura, flessibile e sostenibile.

Il Piano Strategico 2020-2024 prevede

investimenti sulla rete elettrica nazionale in significativa accelerazione, al fine di supportare la transizione energetica e la strategia nazionale per la decarbonizzazione, con un impatto importante per lo sviluppo del territorio, anche attraverso l'incremento dell'indotto. In tale contesto, 7,3 miliardi di euro sulle infrastrutture elettriche nazionali rappresentano il piano di investimento più alto di sempre.

Innovazione e digitalizzazione rivestono in questa fase un'importanza strategica. Nel 2019 Terna ha inaugurato tre Innovation Hub a Torino, Napoli e Milano per creare sinergie tra le professionalità aziendali e le eccellenze del territorio, sviluppando idee e percorsi innovativi.

Le relazioni tra le attività di impresa e il contesto sociale e ambientale sono oggetto di particolare attenzione da parte di Terna che negli ultimi tre anni ha organizzato oltre mille incontri con le comunità locali, rendendo la progettazione partecipata un modello all'avanguardia di sviluppo condiviso e sostenibile della rete.

L'allineamento della missione di Terna con i grandi obiettivi internazionali dello sviluppo sostenibile è rafforzato dall'integrazione della sostenibilità nelle nostre azioni e decisioni: oltre all'innovazione, il nostro impegno è diretto alle persone, in primo luogo alla sicurezza sul lavoro all'interno e all'esterno dell'azienda, al dialogo continuo con i territori e alla riduzione dell'impronta ambientale.

Lavoriamo per mettere l'Italia al centro, potenziando il ruolo primario del nostro Paese nel sistema energetico europeo, attraverso l'utilizzo di nuovi fattori abilitanti, nuove tecnologie e un importante contributo per l'occupazione e il ricambio generazionale dei nostri dipendenti.

I risultati ottenuti nel 2019 dimostrano la capacità di Terna di raggiungere gli obiettivi prefissati e confermano l'efficacia delle azioni manageriali nel percorso di crescita intrapreso. La solidità economico finanziaria del Gruppo, inoltre, consentirà a Terna di continuare a lavorare per garantire un sistema sempre più sicuro, efficiente e sostenibile a beneficio di tutti i cittadini.

Catia Bastioli Presidente

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

Terna e l'emergenza virus Covid-19

L'epidemia da virus Covid-19 ("Coronavirus"), iniziata in Italia il 21 febbraio 2020 con l'accertamento di un primo caso di contagio, ha determinato una complessa situazione di emergenza sanitaria - tuttora in corso - che Terna ha affrontato con tempestività, in costante contatto con le Autorità competenti e in linea con le indicazioni delle Istituzioni. Tutte le decisioni in materia di emergenza sanitaria sono state affidate a un Comitato Crisi, presieduto dall'Amministratore Delegato e composto dai Responsabili delle principali strutture aziendali, con un membro permanentemente distaccato presso il Comitato Operativo del Dipartimento della Protezione Civile.

Nella più grave emergenza mai vissuta dal Paese dal dopoguerra ad oggi, Terna ha infatti il compito fondamentale di garantire la continuità delle attività, necessaria per garantire alla collettività la disponibilità di energia elettrica. Per fare questo, Terna ha agito contemporaneamente su più fronti, accomunati dall'obiettivo della sicurezza: sicurezza del servizio di trasmissione, tenuto conto anche della dimensione internazionale del problema Coronavirus, e salute e sicurezza delle persone, degli operativi sul campo e in generale di tutta la popolazione aziendale.

Per quanto riguarda le attività di TSO (Transmission System Operator) e in particolare quelle di realizzazione e manutenzione delle infrastrutture elettriche, in accordo con le Organizzazioni Sindacali l'Azienda ha ridotto le attività passando da 200 cantieri attivi a 25, mantenendo solo quelle strettamente necessarie a garantire la continuità del servizio elettrico in condizioni di sicurezza. Contestualmente è stata avviata la predisposizione di un Piano di accelerazione degli investimenti per agevolare, a emergenza finita, il maggior recupero possibile dei ritardi accumulati.

Il costante collegamento tra Terna e gli uffici governativi ha inoltre determinato, a ulteriore garanzia della continuità del servizio, l'esclusione dalla sospensione delle attività produttive di alcuni settori della filiera elettrica quali, ad esempio, la fabbricazione di motori, generatori e trasformatori elettrici e di apparecchiature per la distribuzione e il controllo dell'elettricità.

Le attività di dispacciamento sono state messe in sicurezza grazie a interventi sui dipendenti e sulle capacità operative delle sedi territoriali. In particolare, sono state adottate nuove disposizioni per l'accesso alle Sale di Controllo e Teleconduzione (es. rilevazione della temperatura corporea tramite "thermoscanner"), rafforzate da procedure di sanificazione dei locali tra un turno e l'altro e di distanziamento sociale tra le persone. Le capacità operative di Controllo e Teleconduzione delle sale territoriali del dispacciamento sono state sottoposte a prove straordinarie basate sulla simulazione di scenari critici con indisponibilità crescenti. È stato inoltre avviato il monitoraggio su base giornaliera sugli utenti interrompibili, la cui disponibilità è già condizionata dalle prime chiusure di aziende del Nord Italia, ed è stata intensificata la collaborazione con i TSO confinanti per prevenire situazioni potenzialmente critiche. Il Ministero dello Sviluppo Economico ha identificato in Terna il punto di riferimento per agevolare i rapporti con la Protezione Civile e la gestione degli interventi in urgenza dei produttori sul territorio.

La salute e l'operatività in sicurezza di tutti i dipendenti è stata da subito una priorità per Terna che, attraverso comunicazioni inviate a tutta la popolazione aziendale, ha costantemente diffuso gli aggiornamenti normativi a seguito di nuovi DPCM e le loro ricadute aziendali e organizzato eventi informativi, come, ad esempio, una conferenza in streaming sulla intranet aziendale del Direttore Dipartimento Clinico e di Ricerca Malattie Infettive dell'Istituto Nazionale per le Malattie Infettive "Lazzaro Spallanzani" di Roma.

Per quanto riguarda in particolare il personale operativo, massima attenzione è stata posta alla protezione dal contagio, anche attraverso il tempestivo approvvigionamento di dispositivi di sicurezza (mascherine FFP2 e FFP3, guanti in lattice e tute protettive). Per gli altri dipendenti è stata privilegiata la modalità di lavoro da casa con il ricorso allo smart working, inizialmente per i dipendenti con figli minori, over 65 o con patologie pregresse, poi esteso – con l'aggravarsi della situazione generale - al 100% della popolazione non direttamente operativa.

L'operatività di tutti i dipendenti del Gruppo è stata assicurata dal contributo della struttura di ICT-Information Communication Technology che, grazie al potenziamento delle infrastrutture di connettività Internet (es. la VPN-Virtual Private Network) e all'estensione massiva dell'accesso alla piattaforma TEAMS, ha consentito il ricorso al lavoro da remoto. Il valore medio di connessioni giornaliere registrato è pari a 3.400 con 2.600 utenti attivi contemporaneamente cui corrisponde traffico di 3,5 Terabyte di dati giornalmente scambiati, principalmente dovuti a sessioni di smart working e riunioni video e audio (pari a 4.500 al giorno).

Terna ha infine sottoscritto una specifica copertura assicurativa Covid-19 in favore della generalità dei dipendenti.

La struttura del Gruppo

Rispetto alla situazione al 31 dicembre 2018 si segnala:

* In data 15 febbraio 2019, è stata costituita la società PI.SA.2 S.r.l., interamente partecipata da Terna S.p.A., a seguito della rimodulazione del perimetro regolato dell'interconnessione Italia-Francia.

** Il 6 agosto 2019 è stata costituita la società Terna 4 Chacas S.A.C., il cui capitale è detenuto al 99,99999% da Terna Plus S.r.l. e per la restante parte da Terna Chile S.p.A., facendo seguito all'accordo siglato nel 2016 per avviare i lavori di realizzazione di una nuova linea elettrica di 16 km in Perù.

*** In data 11 novembre 2019 Terna, tramite la sua controllata Terna Plus, ha perfezionato il closing dell'operazione con Construtora Quebec con cui si è conseguita l'acquisizione di una quota pari al 75% della società per azioni di diritto brasiliano SPE Transmissora de energia Linha Verde II S.A..

In data 17 dicembre 2019 si è conclusa la cessione della società Monita Interconnector S.r.l. a Interconnector Energy Italia s.c.p.a..

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 50,8% da Azionisti Italiani e per il restante 49,2% da Investitori Istituzionali Esteri, prevalentemente negli USA e in UK.

In base alle risultanze del libro soci e altre informazioni a disposizione, al mese di febbraio 2020, l'azionariato di Terna è rappresentato nel grafico che segue.

AZIONARIATO PER TIPOLOGIA

AZIONARIATO PER AREA GEOGRAFICA E TIPOLOGIA

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%

Socially Responsible Investors

A fine 2019 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 147 (109 a fine 2018).

I criteri ambientali, sociali e di governo societario ESG si riferiscono a tre fattori principali che gli investitori considerano in merito all'impatto etico e alle pratiche sostenibili di un'azienda. I criteri vengono utilizzati negli investimenti ESG, a volte indicati anche come investimenti sostenibili, responsabili o investimenti socialmente responsabili. Esempi di criteri ESG includono la determinazione dell'impatto di un'azienda sui cambiamenti climatici o sulle emissioni, l'uso dell'acqua o gli sforzi di conservazione, le politiche anticorruzione, la diversità di genere e di competenze con riferimento ai componenti del consiglio di amministrazione, gli sforzi sui diritti umani e lo sviluppo della comunità.

L'interesse degli investitori SRI verso gli aspetti ESG incorporati nella strategia di Terna è riscontrabile anche sul mercato obbligazionario. Le emissioni green degli ultimi due anni, hanno ottenuto grande favore da parte del mercato, oltre a rilevare costi effettivi di emissione ai minimi per i bond corporate, a dimostrazione dell'apprezzamento degli investitori SRI sia per i positivi impatti ambientali degli investimenti infrastrutturali di Terna sia per l'attenzione dimostrata dalla Società verso le tematiche di sostenibilità con riferimento a tutti gli aspetti della gestione, anche in ambito finanziario. Terna, infatti, è impegnata attivamente nello sviluppo della finanza sostenibile, sia a livello nazionale che internazionale, con l'obiettivo di integrare pienamente il concetto di sostenibilità nella strategia finanziaria, collaborando con gli investitori per stimolare lo sviluppo di un'economia più sostenibile attraverso strumenti di finanziamento innovativi.

Nel complesso, gli investitori SRI rappresentavano, a fine 2019, l'11,8% del flottante di Terna (9,5% a fine 2018) e il 15,4% del capitale detenuto da investitori istituzionali identificati (12,9% a fine 2018).

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 "Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari" relativa all'esercizio 2019, reperibile sul sito internet di Terna S.p.A. (www terna it - nella sezione "Investor Relations").

¹ Azionisti che, sulla base delle informazioni a disposizione e delle comunicazioni 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 RECENTE

1962 1999

Dal Monopolio al modello dell'Independent System Operator

Le attività principali di Terna affondano le loro radici nella storia 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 Rete di Trasmissione Nazionale (RTN) dalla gestione della stessa (attività di trasmissione e dispacciamento) secondo il modello del cosiddetto 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 del processo iniziato nel 1999 e all'inizio di una nuova fase nella missione di Terna al servizio del Paese. Il capitale azionario sul mercato raggiunge progressivamente il 70%.

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 d'Europa

Terna acquisisce 18.600 km di linee in Alta Tensione da Enel, diventando 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 milioni di euro viene investita nello sviluppo della rete elettrica italiana e nella remunerazione degli azionisti.

Nuove infrastrutture e progressiva affermazione delle Attività Non Regolate

Nel 2011 Terna sviluppa infrastrutture di eccellenza internazionale. Inaugura la linea SA.PE.I. (Sardegna-Continente) e la linea Chignolo Po-Maleo in Lombardia. Apre inoltre 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 settore del Non Regolato.

IL PRESENTE

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.

Investimenti per la transizione energetica

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 del Piano nazionale integrato per l'energia e il clima (PNIEC), 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 a favore della transizione energetica. 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 migliori performance di esercizio e manutenzione. La nuova strategia aziendale, presentata per la prima volta nel marzo 2018 dall'Amministratore Delegato e Direttore Generale Luigi Ferraris, è aggiornata negli incontri con gli investitori del 21 marzo 2019 e del 10 marzo 2020.

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 del 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 delle soluzioni per il mercato dell'energia 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.

Acquisizione BRUGG CABLES

Nell'ambito della strategia di sviluppo delle attività Non Regolate, attraverso la controllata Terna Energy Solutions S.r.l., nel febbraio 2020 Terna perfeziona il closing dell'operazione di acquisizione del 90% di Brugg Kabel AG (Gruppo Brugg), uno dei principali operatori europei nel settore dei cavi terrestri.

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.

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.

Presidente Catia Bastioli Amministratore Delegato Luigi Ferraris	Consiglieri Paolo Calcagnini4 Fabio Corsico Paola Giannotti Marco Giorgino4	Yunpeng He Gabriella Porcelli Elena Vasco	Consiglio di Amministrazione
Presidente Riccardo Enrico Maria Schioppo Sindaci effettivi Vincenzo Simone Maria Alessandra Zunino de Pignier	Sindaci supplenti Cesare Felice Mantegazza Renata Maria Ricotti Davide Attilio Rossetti		Collegio Sindacale
Comitato Controllo e Rischi, Corporate Governance e Sostenibilità Paola Giannotti (Presidente, indipendente) Marco Giorgino (indipendente) Gabriella Porcelli (indipendente)	Comitato per le Nomine Gabriella Porcelli (Presidente, indipendente) Fabio Corsico (indipendente) Yunpeng He		Comitati interni al Consiglio di Amministrazione5
Comitato per la Remunerazione Fabio Corsico (Presidente, indipendente) Gabriella Porcelli (indipendente) Elena Vasco (indipendente)	Comitato Operazioni con Parti Correlate Elena Vasco (Presidente indipendente) Paola Giannotti (indipendente) Marco Giorgino (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 hiip://www.terna.it/it-it/investorrelations/corporategovernance/eticadimpresa/codiceetico. aspx, sub: hiip://download.terna.it/terna/0000/0063/62.pdf e sub hiip://download.terna.it/terna/0000/0054/05.pdf

⁴ A seguito delle dimissioni rassegnate dai Consiglieri Stefano Saglia e Luca Dal Fabbro, l'Assemblea dell'8 maggio 2019 ha nominato quali Consiglieri della Società il Dott. Paolo Calcagnini, già nominato per cooptazione lo scorso 15 febbraio, e il Prof. Marco Giorgino, nominato su proposta di un raggruppamento di fondi e di investitori istituzionali.

⁵ Il Consiglio di Amministrazione di TERNA S.p.A., nella seduta del 19 giugno 2019, ha deliberato la nuova composizione del "Comitato Controllo e Rischi, Corporate Governance e Sostenibilità" e del "Comitato Operazioni con Parti Correlate". La modifica dei due comitati si è resa necessaria a seguito della Assemblea dello scorso 8 maggio, che ha nominato quali componenti del Consiglio di Amministrazione di TERNA S.p.A. il Dott. Paolo Calcagnini e il Prof. Marco Giorgino, nonché delle successive verifiche sulla sussistenza dei requisiti di indipendenza.

RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2019 | TERNA S.P.A. E GRUPPO TERNA 13

Indice

RAPPORTO INTEGRATO

Al centro della transizione energetica

Il nuovo contesto di riferimento

La strategia e il business del Gruppo

Le performance

121

Allegati

143

BILANCIO CONSOLIDATO

BILANCIO DI ESERCIZIO

251

167

RAPPORTO INTEGRATO

Sicurezza

La gestione in sicurezza del sistema elettrico implica, innanzi tutto, la necessità di mantenere la stabilità della rete elettrica, facendo in modo che il sistema resista a modifiche del suo stato di funzionamento in caso di disturbi improvvisi. Dopo una perturbazione, però, i parametri elettrici - frequenza e tensione della rete - non tornano naturalmente al loro valore necessario, ma servono una serie di azioni, automatiche e non, che permettano di ripristinarli con l'obiettivo di riportare la rete nelle condizioni di normale funzionamento (e in grado di far fronte a una nuova perturbazione).

Overview sul sistema elettrico	20
Guidare il cambiamento	26
Insieme per vincere una grande sfida comune	28
Highlights	30
Il modello di business	32

1 Al centro della transizione energetica

Overview sul sistema elettrico

Un cambiamento necessario

Il modello energetico su cui è stata costruita la crescita del pianeta degli ultimi anni non è più sostenibile, e da ciò deriva la necessità di un impegno a livello globale per una progressiva e quanto più veloce possibile decarbonizzazione attraverso l'efficientamento di tutti i settori energetici. L'incremento esponenziale dei consumi di energia primaria registrato nell'ultimo secolo, legato alla crescita demografica e allo sviluppo economico, è stato sostenuto dal ricorso ai combustibili fossili, che tuttora rappresentano la principale fonte energetica a livello globale.

Il consumo delle risorse è oggi superiore a quello che la natura e gli ecosistemi della Terra sono in grado di produrre. Il Global Footprint Network, un'organizzazione di ricerca internazionale che monitora l'impronta ecologica dell'uomo, individua per ogni anno il giorno del sovrasfruttamento delle risorse (in inglese, Earth Overshoot Day), che segna la data in cui il consumo di risorse da parte dell'uomo eccede ciò che gli ecosistemi della Terra sono in grado di rigenerare per quell'anno. Per il 2019 tale ricorrenza cade il 29 luglio. In altre parole, l'uomo sta utilizzando le risorse naturali ad un ritmo 1,75 volte più veloce rispetto alla capacità di rigenerazione degli ecosistemi, il che equivale a dire che usiamo 1,75 pianeti Terra ogni anno.

La produzione di energia da fonti fossili è tra i principali responsabili delle emissioni di gas a effetto serra di origine antropica (tra cui CO2 ), riconosciute come causa di significativi impatti ambientali e climatici, tra cui l'incremento della temperatura media globale e l'intensificarsi di eventi naturali catastrofici. Già oggi il surriscaldamento del pianeta causato dall'azione dell'uomo è stimato intorno a 1°C, con un trend di crescita di +0,2° per decennio.

f m m l a o d g m Al centro della transizione energetica | Il nuovo contesto di riferimento | La strategia e il business del Gruppo | Le performance | Allegati

La frequenza e intensità degli eventi naturali estremi, insieme alle raccomandazioni sempre più pressanti della comunità scientifica internazionale, stanno suscitando nell'opinione pubblica una crescente sensibilità e consapevolezza in un contesto che ha favorito accordi internazionali e la definizione di politiche e misure concrete per la lotta ai cambiamenti climatici.

La proposta di Piano Nazionale Integrato per l'Energia e il Clima (PNIEC), documento valido per il periodo 2021-2030 e inviato dal Ministero dello Sviluppo economico (MiSE) alla Commissione Europea l'8 Gennaio 2019, individua obiettivi, traiettorie e misure dell'impegno italiano al raggiungimento dei target europei al 2030.

TARGET FISSATI ALL'INTERNO DELLA PROPOSTA DEL PNIEC

(Piano Nazionale Integrato per l'Energia e il Clima)

emissioni di gas ad effetto serra rispetto ai livelli del 2005

-43%

consumi di energia primaria rispetto allo scenario tendenziale

30% penetrazione delle rinnovabili sui consumi finali lordi di energia

10% target di interconnessione 2025 Phase out carbone

I trend di elettrificazione e incremento delle rinnovabili sono già in atto da diversi anni, in molti Paesi OCSE. In Italia, in particolare, la quota di elettrificazione dei consumi finali è cresciuta dal 17% nel 1990 al 19% nel 2019, mentre la quota di energia prodotta da fonti rinnovabili sul totale dei consumi di energia elettrica ha raggiunto nel 2019 il 35%, sostanzialmente in linea rispetto al dato del 2018.

Nei prossimi anni l'accelerazione degli investimenti sulle reti sarà il principale fattore abilitante della transizione energetica e Terna rivestirà un ruolo chiave in questo contesto.

L'evoluzione del fabbisogno

Per raggiungere gli obiettivi energetici e climatici è necessaria una stretta collaborazione tra i principali attori del settore energetico italiano, in modo da esprimere una visione coerente delle possibili evoluzioni del sistema energetico, ponendo in essere contemporaneamente le azioni indispensabili a carico dei diversi operatori del settore.

Gli scenari previsionali di energia a livello nazionale vengono elaborati da Terna, insieme al gestore del sistema gas Snam, con l'obiettivo di valutare i benefici dei progetti di sviluppo della rete di trasmissione su un orizzonte ultraventennale.

Al centro della transizione energetica | Il nuovo contesto di riferimento | La strategia e il business del Gruppo | Le performance | Allegati

Il fabbisogno di elettricità cresce in tutti gli scenari, soprattutto nel Decentralised (DEC), prevedendo crescita economica sostenuta, phase-out degli impianti a carbone entro il 2025, forte crescita delle rinnovabili di tipo small-scale accoppiate con sistemi di accumulo, incentivi per l'efficienza energetica, forte elettrificazione dei consumi.

Sul lungo termine lo scenario associato al PNIEC (il Piano Nazionale Integrato per l'Energia e il Clima) si allinea al DEC. Gli scenari sviluppati per il documento di descrizione degli scenari 2019 mostrano valori di fabbisogno di elettricità più contenuti rispetto a quelli degli europei utilizzati per il TYNDP-18, Sustainable Transition (ST) e Distributed Generation (DG).

EVOLUZIONE FABBISOGNO DI ENERGIA ELETTRICA (TWh)

L'evoluzione del sistema elettrico e l'apertura del mercato dei servizi a nuove risorse

Negli ultimi anni abbiamo assistito a un trend di progressiva diminuzione della capacità di generazione termoelettrica, con la dismissione di un'importante quota di impianti convenzionali a causa della riduzione della profittabilità di tali impianti, anche per lo sviluppo della generazione rinnovabile, che ha contribuito a spiazzare la produzione convenzionale dal mercato. Tale trend continuerà anche nei prossimi anni.

Nel campo delle fonti rinnovabili non programmabili, per contro, si prevede in tutti gli scenari una importante espansione dell'installato eolico e solare. Già nell'ultimo decennio la capacità di generazione eolica e fotovoltaica è cresciuta in maniera costante, raggiungendo circa 31 GW al 2019. Per i prossimi anni è prevista una crescita significativa della capacità di generazione solare, sia small-scale (ovvero piccoli impianti accoppiati a sistemi di accumulo elettrochimico) sia utility-scale, sostenuta grazie all'introduzione di nuovi meccanismi incentivanti e a un'ulteriore riduzione dei costi tecnologici.

Il phase-out dal carbone entro il 2025, insieme alla crescente penetrazione delle fonti rinnovabili intermittenti, fornirà uno dei principali contributi al raggiungimento dei target di decarbonizzazione del settore elettrico: Tuttavia la dismissione, seppur graduale, di circa 8 GW di centrali a carbone attualmente in esercizio presenterà inevitabilmente impatti rilevanti sul sistema elettrico nazionale, in particolare sulle attività di gestione della rete da parte degli operatori di rete di trasmissione (o transmission system operator, TSO) come Terna, rappresentando di fatto uno tra gli obiettivi energetici più sfidanti tra quelli definiti a livello nazionale.

Il raggiungimento degli obiettivi PNIEC implica quindi un'importante trasformazione del parco di generazione a favore di un ampio sviluppo di impianti FER.

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Le dimensioni chiave del sistema elettrico

Il nuovo contesto produce impatti significativi sulle dimensioni chiave che Terna deve gestire per guidare il sistema elettrico:

Sicurezza: la capacità del sistema elettrico di resistere a modifiche del suo stato di funzionamento a seguito di disturbi improvvisi, senza che si verifichino violazioni dei limiti di funzionamento del sistema stesso;
Adeguatezza: la capacità del sistema di soddisfare il fabbisogno di energia elettrica nel rispetto dei requisiti di sicurezza e qualità del servizio. Un sistema elettrico si può ritenere adeguato se è dotato di risorse sufficienti in termini di generazione, stoccaggio, controllo della domanda e capacità di trasporto per soddisfare la domanda attesa di energia elettrica con un ragionevole grado di confidenza;
Qualità del servizio: la capacità di garantire la continuità del servizio e la qualità dello stesso;
Resilienza: capacità del Sistema di resistere a sollecitazioni che hanno superato i limiti di tenuta e di riportarsi nello stato di funzionamento normale, eventualmente mediante interventi provvisori;
Efficienza: capacità di gestire il Sistema Elettrico rispettando i requisiti di sicurezza, adeguatezza e qualità, al minimo costo complessivo per il cittadino/utente.

In particolare, gli obiettivi energetici e climatici di medio termine, tra cui il "phase out", sebbene particolarmente ambiziosi, risultano essere pienamente raggiungibili assicurando i livelli standard di adeguatezza e sicurezza del sistema, a condizione che essi siano accompagnati da specifiche misure e soluzioni, come lo sviluppo delle infrastrutture di rete.

Guidare il cambiamento

Attività Regolate

Terna ritiene che una piena integrazione delle fonti rinnovabili nel sistema elettrico sia perseguibile solo attraverso la realizzazione di un set di azioni imprescindibili, coordinate e coerenti tra loro. Si tratta di tre categorie di intervento fondamentali per il raggiungimento degli obiettivi nazionali di decarbonizzazione.

INNOVAZIONE E DIGITALIZZAZIONE Tra i fattori abilitanti di questa trasformazione si possono individuare, da un lato, le nuove tecnologie digitali che consentono di raccogliere informazioni a basso costo (come IoT, smart meter, ecc.), di trasferire grandi flussi di dati con soluzioni affidabili di connettività (come fibra ottica o 5G) e di stoccare e analizzare i dati in maniera efficace (advanced analytics); dall'altro, gli investimenti in progetti di innovazione che mettono insieme le nuove soluzioni digitali permettendo di affrontare le nuove sfide del contesto energetico.

ASCOLTO DEL TERRITORIO

Ogni intervento per creare nuove infrastrutture o modernizzare gli elementi di rete esistenti comporta una serie di ricadute sul territorio di riferimento. Per questo nei prossimi anni prevediamo non solo una forte accelerazione degli investimenti, ma anche un sempre maggiore coinvolgimento diretto di tutte le parti interessate nei processi di pianificazione e sviluppo delle opere, con un approccio improntato all'ascolto e al dialogo. Terna ha messo così in campo i più avanzati modelli inclusivi di "progettazione partecipata" e di stakeholder engagement, consentendo di aprire tavoli di ampio confronto sociale e istituzionale per lavorare insieme al territorio nella definizione di soluzioni tecniche condivise e innovative.

Attività Non Regolate

Forti del nostro background offriamo soluzioni che permettono ai clienti di cogliere il valore potenziale della transizione energetica. Per capitalizzare questa new energy economy utilizziamo le competenze di Terna per la progettazione, ingegnerizzazione, esercizio e manutenzione di soluzioni complesse che sempre più avvicinano, come amiamo dire, "il watt al byte", grazie anche all'integrazione delle reti di telecomunicazione e di sistemi proprietari.

Attività all'estero

Da anni il nostro gruppo offre supporto ai TSO e alle aziende energetiche dei paesi in via di sviluppo, anche nell'ambito di progetti e programmi multilaterali. Mettiamo a disposizione degli operatori internazionali l'importante know-how tecnologico che abbiamo consolidato nella gestione di sistemi complessi, nella trasmissione, nell'integrazione delle fonti rinnovabili e nei sistemi di accumulo, insieme alla straordinaria esperienza industriale nell'ambito della realizzazione gestione ed esercizio di impianti a tutti i livelli di tensione. Promuoviamo così a livello internazionale la transizione energetica e lo sviluppo dei mercati, consapevoli che la profonda trasformazione che il mondo sta attraversando è una responsabilità condivisa.

INTEGRAZIONE DI SISTEMI

Insieme per vincere

una grande sfida comune

Nel 2019 è proseguito l'impegno di Terna alla guida della transizione energetica, anche promuovendo una sempre più forte condivisione strategica con istituzioni, imprese e associazioni. La transizione energetica comporta dei rischi, ma gestita correttamente è un'importante opportunità di investimento e crescita occupazionale.

Un tavolo permanente sullo sviluppo della rete

Nasce il "Cantiere dei Consumatori" per il dialogo sul futuro del sistema elettrico

Terna e undici Associazioni dei Consumatori hanno firmato il 31 gennaio 2020 un protocollo d'intesa, dando il via a un tavolo permanente di collaborazione sulle attività dell'operatore del sistema elettrico, con particolare attenzione agli obiettivi di sicurezza ed efficienza del servizio.

L'Italia hub per la trasmissione e il dispacciamento nel Mediterraneo

Accordo con Steg per l'elettrodotto tra Italia e Tunisia

Il 22 ottobre l'AD di Terna Luigi Ferraris e il presidente dell'operatore di trasmissione tunisino Steg Moncef Harrabi hanno firmato un memorandum d'intesa in base al quale i due TSO "intensificheranno la cooperazione industriale nell'ambito delle infrastrutture elettriche e in particolare del progetto Elmed", l'elettrodotto da 600 MW di circa 200 km concordato dai due governi il precedente aprile.

Trasformare la sfida in un'occasione di sviluppo

CDP, Terna e Snam insieme per infrastrutture energetiche sostenibili

Il 16 e 17 ottobre Cassa Depositi e Prestiti, Snam e Terna hanno ospitato a Roma gli Stati Generali della transizione energetica italiana, organizzati con i patrocini del Ministero dello sviluppo economico e della Presidenza del Consiglio dei ministri, in collaborazione con The European House - Ambrosetti. Per la prima volta riuniti tutti i principali stakeholder del settore energetico con il contributo di rappresentanti delle istituzioni e delle imprese, nazionali e internazionali - per un confronto strategico sui temi di maggiore interesse per il Paese. In questa occasione gli AD Ferraris (Terna) e Marco Alverà (Snam) hanno inoltre sottoscritto un memorandum d'intesa per la sicurezza delle reti e la prevenzione delle minacce cibernetiche.

lealtà

Rafforzare le partnership istituzionali per contribuire a un sistema più efficiente e sicuro

Al fine di potenziare il controllo, la sorveglianza e le attività di prevenzione nelle aree in cui si trovano i circa 1.500 km di cavi sottomarini di Terna, il 7 ottobre, è stata sottoscritta una Convenzione con le Capitanerie di Porto e la Guardia Costiera.

dispacciamento

La roadmap verso un modello di sviluppo sostenibile

Online il Documento di Descrizione degli Scenari 2019

Il 30 settembre Terna e Snam hanno pubblicato, per la prima volta, uno studio congiunto sugli scenari futuri del settore energetico, propedeutico alla predisposizione dei piani decennali di sviluppo delle reti di trasmissione dell'energia elettrica e di trasporto del gas. Nell'ottica di una crescente collaborazione su temi fondamentali come la resilienza, la sicurezza, la flessibilità, l'adeguatezza, la pianificazione e la gestione dei sistemi infrastrutturali, Snam e Terna hanno illustrato nel documento quattro scenari da cui emergono in modo chiaro il ruolo chiave del gas e del vettore elettrico nella transizione.

Innovazione e ricerca per un sistema elettrico sempre più sostenibile MoU con FCA sull'e-mobility

Il 19 settembre Terna e FCA hanno sottoscritto un memorandum d'intesa per la sperimentazione congiunta di tecnologie e servizi di mobilità sostenibile, come il Vehicle-to-Grid (V2G) che permette l'interazione tra veicolo e rete, grazie a un'infrastruttura di ricarica "intelligente", capace di soddisfare le esigenze di flessibilità del sistema.

Investimenti per il miglioramento del servizio elettrico in Sicilia

Accordo di programma con la Regione e CDP il 18 settembre per interventi sulla sicurezza del sistema elettrico e lo sviluppo del territorio regionale. L'intesa prevede investimenti per interventi sulla rete elettrica della Sicilia pari a 614 milioni di euro nei prossimi cinque anni.

Lo sviluppo della mobilità sostenibile passa per la rete

Intesa con The Mobility House per la ricarica intelligente di veicoli elettrici

Soluzioni tecnologiche per abilitare l'integrazione delle fonti rinnovabili in rete e lo sviluppo della mobilità sostenibile al centro del memorandum, sottoscritto il 31 maggio con la società tecnologica internazionale con sedi in Germania, Svizzera e nella Silicon Valley (California).

Competenze a servizio degli obiettivi di decarbonizzazione

Il 19 aprile Terna, Eni, CDP e Fincantieri hanno siglato un accordo per lo sviluppo di impianti di produzione di energia da moto ondoso.

auto elettrica

sviluppo ecologico

idrico

Highlights

Continua l'attività di sviluppo della rete nazionale con l'avanzamento di tutti i principali progetti di investimento a supporto della transizione energetica in atto.

Al centro della transizione energetica | Il nuovo contesto di riferimento | La strategia e il business del Gruppo | Le performance | Allegati

Tutte le principali grandezze in aumento confermano il virtuoso percorso di crescita tracciato dal Piano Strategico Grids and Values.

PRINCIPALI RISULTATI
ECONOMICO-FINANZIARI

(€/milioni)	2019	2018	∆%
Ricavi	2.295,1	2.197,0	4,5%
EBITDA	1.741,2	1.650,6	5,5%
Utile netto di Gruppo	757,3	706,6	7,2%
Investimenti	1.264,1	1.091,1	15,9%
Debito netto	8.258,6	7.899,4

BORSA E FINANZA

Titolo Terna

Performance da inizio anno +20,2%, con 5,954 €/azione al 31/12/2019 vs 4,95 €/azione al 31/12/2018. Nuovo massimo storico registrato il 19/02/2020: 6,786 €/azione.

Finanza

Novembre 2019: firmato un accordo tra Terna e la Banca Europea per gli Investimenti (BEI) per un finanziamento da 490 milioni di euro a sostegno di investimenti per migliorare l'affidabilità e la qualità della rete elettrica.

Luglio 2019: emissione obbligazionaria da 500 mln destinata agli investitori istituzionali con cedola pari allo 0.125%, la più bassa di sempre per un bond corporate con durata superiore ai 5 anni.

Aprile 2019: lancio di una nuova emissione obbligazionaria green da 500 mln, durata 7 anni e cedola 1%. Gennaio 2019: lancio di un'emissione obbligazionaria green in Euro, a tasso fisso, nella forma di private placement per un totale di 250 milioni di Euro.

ABILITATORI DEL BUSINESS

323 nuovi ingressi nel corso del 2019 a sostegno del Piano Strategico 2019-2023 a fronte di 285 cessazioni.

Innovazione

risorse_umane

Inaugurati presso le sedi Terna di Torino, Napoli e Milano i primi tre Innovation Hub di Terna, piattaforma di sviluppo dell'innovazione del Gruppo.

Terminata a ottobre la call for innovation AMS - Advanced Materials for Sustainability lanciata a luglio 2019.

Siglato a ottobre un MoU sulla sicurezza cibernetica con Snam per individuare, prevenire e contrastare potenziali minacce, attacchi e danneggiamenti alle infrastrutture informatiche.

Il modello di business

RAPPORTO INTEGRATO BILANCIO CONSOLIDATO | BILANCIO DI ESERCIZIO

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Terna ha un ruolo centrale nell'ambito del processo di transizione energetica: in un contesto di forte cambiamento che vede emergere la decarbonizzazione come obiettivo globale, la rete elettrica è il principale fattore abilitante.

Adeguatezza

Con adeguatezza si intende la capacità del sistema di soddisfare il fabbisogno di energia elettrica nel rispetto dei requisiti di sicurezza e qualità del servizio. Un sistema elettrico si può ritenere adeguato se è dotato di risorse sufficienti in termini di generazione, stoccaggio, controllo della domanda e capacità di trasporto per soddisfare la domanda attesa di energia elettrica con un ragionevole grado di confidenza. Per misurare l'adeguatezza è necessario analizzare tutte le possibili configurazioni in cui il sistema elettrico può trovarsi a funzionare (fluttuazioni della domanda, potenziali indisponibilità di impianti termoelettrici o altro).

Contesto macroeconomico	36
Il settore dell'energia	38
Relazioni europee ed internazionali	44
Quadro regolatorio	48

2 Il nuovo contesto di riferimento

Contesto macroeconomico

Nel 2019 l'economia nazionale è stata caratterizzata dal proseguimento di una fase di stagnazione, che perdura da quasi due anni, in un contesto di rallentamento globale.

Il rallentamento dell'espansione economica mondiale ha coinvolto nell'anno trascorso sia i paesi industrializzati sia quelli in via di sviluppo, portando la crescita sui livelli più bassi dell'ultimo decennio. La guerra commerciale tra Stati Uniti e Cina e i dazi imposti o minacciati verso paesi come Messico, India, Unione Europea ha determinato un diffuso sentimento di incertezza tra gli operatori, con conseguente decelerazione degli investimenti e quindi degli scambi internazionali. La decelerazione della crescita ha toccato anche gli Stati Uniti - +2,3% la stima della crescita del PIL in volume nel 2019 contro un +2,9% nel 2018 - malgrado il mantenimento del tono espansivo sia della politica di bilancio sia di quella monetaria. Ciononostante, gli Stati Uniti hanno mantenuto il primato per la crescita tra i Paesi industrializzati.

Il livello dell'attività economica nell'area dell'euro ha risentito - in aggiunta alle incertezze legate alle politiche protezionistiche ed al processo di Brexit - delle difficoltà manifestatesi nel settore industriale ed in particolare in quello della produzione di autoveicoli, a seguito dei nuovi limiti alle emissioni e della transizione a motorizzazioni meno inquinanti. L'impatto della crisi si è manifestato con maggior forza sull'economia tedesca e su quella nazionale. Nell'insieme dell'area dell'euro, la crescita stimata del PIL in volume nel 2019 è del +1,2%, in frenata rispetto al +1,9% del 2018. In questo contesto di debolezza congiunturale, la BCE ha mantenuto il tono espansivo della politica monetaria, giungendo anche a sollecitare un allentamento della politica fiscale da parte dei paesi con avanzi di bilancio.

Nei primi tre trimestri del 2019 l'andamento dell'economia nazionale è rimasto stagnante, registrando un aumento del PIL di appena il +0,14% rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente. Le più recenti previsioni stimano, per l'intero anno, una variazione appena superiore, pari al +0,2%, in sensibile rallentamento rispetto al +0,8% realizzato nel 2018 (fonte: ISTAT, settembre 2019). Nel corso dell'anno, si è indebolito il contributo alla crescita offerto dalla domanda estera netta dato l'indebolimento che ha interessato le esportazioni nella seconda parte dell'anno. Riguardo alle componenti della domanda interna, i consumi delle famiglie sono rimasti su livelli bassi, anche per un certo recupero della propensione al risparmio dopo la notevole riduzione verificatasi negli anni precedenti; ciononostante i consumi rappresentano la componente più dinamica, data la mancanza di forza degli investimenti, frenati da prospettive di domanda ancora deboli e da una serie di incertezze che si riflettono negativamente sul clima di fiducia delle imprese.

La crisi del settore manifatturiero tedesco si è riflessa sull'andamento della produzione industriale nazionale, data l'integrazione tra i due sistemi produttivi. Nel periodo gennaionovembre, l'indice della produzione industriale ha registrato una riduzione del -1,1% rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente. La produzione è diminuita in particolare nei settori più vicini a quelli dell'automotive, come quello dei mezzi di trasporto (-4,3%), della metallurgia (-3,9%), della fabbricazione di articoli in gomma e materie plastiche (-2,8%), ma ha interessato anche alcuni dei settori di specializzazione più tradizionali, come ad esempio quello delle industrie tessili, abbigliamento, pelli e accessori (-4,7%).

Rallentamento dell'espansione a livello globale

Rallentamento del PIL nell'area euro

-1,1% Produzione Industriale 2019

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PRODOTTO INTERNO LORDO E PRINCIPALI AGGREGATI ECONOMICI NAZIONALI

Var. % annuali in volume

L'aumento dei fattori di incertezza frena la crescita nel 2019

* Valori provvisori

Il settore dell'energia

Con l'evoluzione delle tecnologie di generazione e degli stili di consumo e con il recepimento delle direttive internazionali nella normativa italiana di settore, ci troviamo al centro di una profonda trasformazione: sui 96 miliardi di euro di investimenti programmati per lo sviluppo dell'industria energetica in Italia, circa il 15% è rappresentato da investimenti Terna6 .

Lo scenario 2020-2024

Per contrastare il riscaldamento globale, nel dicembre del 2015, in esito alla ventunesima Conferenza sui cambiamenti climatici (COP21), 185 tra Paesi e organizzazioni internazionali hanno definito e deciso di adottare un piano d'azione finalizzato a contenere l'incremento della temperatura globale ben al di sotto dei 2°C rispetto ai livelli pre-industriali, puntando a valori di 1,5°C.

Lo studio dell'Intergovernal Panel on Climate Change (IPCC), pubblicato il 6 ottobre 2018, ha ufficializzato un surriscaldamento del pianeta causato dall'azione dell'uomo nel range +0,8÷1,2 ºC, con un trend di crescita atteso di +0,2 ºC per decade.

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

6 Studio "Infrastrutture energetiche, ambiente e territorio", elaborato da PwC per Confindustria Energia - Novembre 2018. Per evitare che il riscaldamento salga al di sopra di 2°C rispetto ai livelli pre-industriali, l'economia globale dovrebbe impegnarsi a tagliare la sua intensità di carbonio del 7,5% ogni anno fino al 2100 (Fonte: "The Low Carbon Economy Index 2019", PwC). 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.

LOW CARBON ECONOMY INDEX 2019

8.000 * Fonte: The Low Carbon Economy Index 2019, PwC.

8.000 6.000

6.000

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2016 2017 2018 4.000 2.000 0 4.000 2.000 I consumi di energia primaria mondiale sono in continua crescita; al 2018 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 2016 2017 2018 4.000 2.000 0

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2016 2017 2018

TOTAL PRIMARY ENERGY SUPPLY* - WORLD FORNITURA TOTALE DI ENERGIA PRIMARIA* A LIVELLO GLOBALE LIVELLI 2018 FORNITURA TOTALE DI ENERGIA PRIMARIA* A LIVELLO GLOBALE

6.000

Fonte: World Energy Outlook 2019 - International Energy Agency.

FORNITURA TOTALE DI ENERGIA PRIMARIA* A LIVELLO GLOBALE

FORNITURA TOTALE DI ENERGIA PRIMARIA* A LIVELLO GLOBALE * Esclusi scambi di energia elettrica.

* Esclusi scambi di energia elettrica.

* Esclusi scambi di energia elettrica. Fonte: World Energy Outlook 2019 - International Energy Agency.

Fonte: World Energy Outlook 2019 - International Energy Agency.

* Esclusi scambi di energia elettrica.

In coerenza con tali orientamenti, il Governo italiano ha infine predisposto a fine 2018 una Proposta di Piano Nazionale Integrato per l'Energia e il Clima (PNIEC), sviluppato da tre Ministeri (Sviluppo Economico, Ambiente e Tutela del Territorio e del Mare, Infrastrutture e Trasporti), che offre un indirizzo fondamentale sulle politiche di sviluppo del Sistema Energetico nazionale. A seguito delle raccomandazioni inviate dalla Commissione Europea a giugno 2019, l'Italia ha elaborato e trasmesso a fine 2019 la versione definitiva del PNIEC.

Il documento finale non si discosta significativamente dalla proposta di fine 2018 in termini di struttura ed obiettivi al 2030, fornendo alcuni chiarimenti e proponendo delle lievi modifiche soprattutto legate al settore dei trasporti.

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PIANO NAZIONALE INTEGRATO ENERGIA CLIMA - PNIEC (DICEMBRE 2019) LE 5 DIMENSIONI

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

FER passano da 18,6% nel 2020 a 30% nel 2030 rispetto a consumi finali lordi di energia. • Per 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 integrazione di nuove rinnovabili e per la risoluzione delle congestioni.
Potenziamento degli impianti di accumulo centralizzato per 6 GW e 4 GW di accumuli distribuiti.
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 51,0 Mtep e uno sviluppo di risorse rinnovabili che consentirà una crescita del consumo 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, di cui 4 milioni elettrici puri e 2 milioni ibridi plug-in) e le applicazioni legate alla climatizzazione che meritano una più capillare diffusione in virtù dei guadagni di efficienza energetica. Infine si mantiene una misura già precedentemente 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 accumulo elettrico (+ 6 GW di accumuli centralizzati e + 4 GW di storage distribuiti), nonché l'ulteriore potenziamento delle interconnessioni con l'estero (fino a 14,375 MW). 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.

6 milioni DI VEICOLI ELETTRICI AL 2030

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 2019 la richiesta di energia elettrica in Italia è stata pari 319.597* GWh, con una lieve riduzione del -0,6% rispetto al 2018, che si era chiuso con un incremento dello 0,3% rispetto all'anno precedente.

BILANCIO DELL'ENERGIA ELETTRICA IN ITALIA (GWh)*	2019**	2018	Δ	Δ%
Produzione netta	283.846	279.845	4.001	1,4%
Ricevuta da fornitori esteri	43.987	47.170	(3.183)	(6,7%)
Ceduta a clienti esteri	(5.822)	(3.271)	(2.551)	78,0%
Destinata ai pompaggi***	(2.414)	(2.313)	(101)	4,4%
Richiesta totale Italia	319.597	321.431	(1.834)	(0,6%)

* Non include il fabbisogno di energia elettrica 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 2019*, rispetto al dato dello scorso esercizio, evidenzia un fabbisogno in aumento solo nei mesi fortemente influenzati dalla temperatura (gennaio, giugno, luglio e agosto).

FABBISOGNO MENSILE DI ENERGIA ELETTRICA IN ITALIA (2019* vs. 2018) FABBISOGNO MENSILE DI ENERGIA ELETTRICA IN ITALIA (2018* VS. 2017)

Copertura del fabbisogno e produzione di energia

Nel 2019* circa il 35% del fabbisogno totale di energia è stato coperto da fonti rinnovabili, in linea rispetto al dato del 2018.

Relativamente all'andamento delle singole fonti rinnovabili, sono aumentate le produzioni da fonte eolica (+14%) e fotovoltaica (+9%) che, di fatto, hanno compensato la forte riduzione dell'idrico (-6%).

rispettate e mantenute dall'Italia già dal 2012.

59,6

283,846 TWh

* Dati provvisori.

7,1 2019* 283,846 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

8,6 6,2 2,0 15,9

8,0 6,3 2,1 17,3

6,3

59,6

279,845 TWh

0,6 0,6

59,6

% %

■ Produzione eolica netta PRODUZIONE NETTA DI ENERGIA ELETTRICA PER TIPO DI FONTE

■ Produzione fotovoltaica netta

2019* 283,846 TWh

59,6

2018 279,845 TWh

8,0 6,3 2,1 17,3

6,3

■ Produzione eolica netta ■ Produzione fotovoltaica netta ■ Produzione biomasse netta ■ Produzione geotermica netta ■ Produzione idrica netta ■ Produzione termica netta ■ Produzione idrica NON netta

PRODUZIONE NETTA DI ENERGIA ELETTRICA PER TIPO DI FONTE

* Dati provvisori.

PRODUZIONE NETTA DI ENERGIA ELETTRICA PER TIPO DI FONTE

* Dati provvisori.

279,845 TWh

■ Produzione eolica netta

PER TIPO DI FONTE

Produzione fotovoltaica netta
Produzione biomasse netta
Produzione geotermica netta
Produzione idrica netta
Produzione termica netta
Produzione idrica NON 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).

Come evidenziato dal grafico, le Direttive della Comunità Europea che imponevano, entro il 2020, una copertura del fabbisogno da Fonte Rinnovabile superiore al 27% sono state ampiamente

8,6 6,2 2,0 15,9

7,1

Relazioni europee e internazionali

Terna riveste 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

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 della relativa normativa UE (da ultimo CEP-Clean Energy Package). 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 del Piano di ricerca, sviluppo e innovazione a livello europeo. I temi su cui si concentra l'attività di ENTSO-E si articolano lungo quattro linee di intervento (sicurezza degli approvvigionamenti, funzionamento del mercato dell'energia, promozione del risparmio energetico, promozione dell'interconnessione delle reti energetiche) che impongono nuovi compiti ad ENTSO-E (implementazione dei "Regional Coordination Centers", RCC, cooperazione rafforzata con i DSO, digitalizzazione delle reti e sviluppo del Demand response). Queste attività andranno sviluppate in coerenza con le nuove politiche climatiche preliminarmente espresse da parte della Commissione Europea con il lancio del "European Green Deal", una roadmap che dovrà consentire di rendere l'UE il primo continente neutrale dal punto di vista climatico entro il 2050.

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 in Europa e nel mondo e di promuovere l'utilizzo di questa tecnologia per la transizione verso un sistema energetico continentale stabile, flessibile, eco-sostenibile e meno costoso. In particolare, EASE è impegnata nello sviluppo di una piattaforma europea per lo scambio d'informazioni nell'ambito degli accumuli di energia.

RGI (Renewables Grid Initiative)

(European Association for Storage of Energy)

È l'Associazione, composta da 11 gestori di rete di trasmissione europei e da 12 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.

EASE

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

Nel corso del 2019 Terna ha intensificato una serie di contatti con i vertici degli operatori di sistema europei e non, al fine di stringere accordi di cooperazione, sia a livello bilaterale che multilaterale, nelle aree di interesse comune, in particolare nei settori relativi allo sviluppo della rete, l'esercizio del sistema elettrico e l'innovazione tecnologica.

In particolare, nel 2019 Terna ha sottoscritto, insieme ad altri 7 TSO europei, una dichiarazione congiunta che ha l'obiettivo di evidenziare il ruolo cruciale svolto dai gestori delle reti di trasmissione nel favorire la transizione energetica assicurando adeguatezza e sicurezza del sistema elettrico, favorendo lo sviluppo delle reti e garantendone la necessaria flessibilità.

Dal 2018 è operativo l'Ufficio di Bruxelles di Terna, nato in sinergia con le altre realtà partecipate da CdP, 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 (Clean Energy Package, European Green Deal) a supporto della transizione energetica e degli obiettivi di decarbonizzazione dell'UE.

CONTESTO INTERNAZIONALE Stakeholder

È l'Associazione internazionale no-profit nel settore della ricerca delle reti ad Alta Tensione. Sono oltre 90 i paesi membri dell'associazione, rappresentati da 60 Comitati Nazionali; a Terna è attualmente affidata la Presidenza e la Vice Presidenza del Comitato Italiano.

È l'Associazione statunitense indipendente e apartitica dedicata allo studio e all'analisi dei problemi globali che promuove un dibattito sui principali temi strategici e di politica internazionale.

È la Società tunisina a controllo congiunto (50%-50%) Terna SpA - STEG (utility di stato tunisina del settore elettrico, verticalmente integrata), costituita nel 2009 con l'obiettivo di svolgere un ruolo di studio e consulenza a beneficio del progetto di interconnessione elettrica Italia - Tunisia.

È l'Associazione internazionale che riunisce i 17 maggiori operatori di rete al mondo, al fine di condividere buone prassi sulla gestione delle reti di trasmissione dell'energia elettrica. Terna, oltre ad essere presente nello Steering Board e nel Governing Board, co-presiede il Gruppo di Lavoro Strategico su "Resilience, infrastructure development and interconnections".

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 dell'Associazione, ne esprime il Segretario Generale e ne presiede il Comitato Tecnico "Planning".

CIGRE (Conseil International des Grands Réseaux Electriques)

CFR (Council on Foreign Relations)

ELMED Etudes SARL

GO15 (Reliable and Sustainable Power Grids)

Med-TSO (Mediterranean Transmission System Operators)

RES4MED/RES4FRICA (Renewable Energy Solutions for the Mediterranean & Africa)	È la Fondazione senza scopo di lucro costituita il 7 giugno 2019 per trasformazione dell'omonima associazione. L'obiettivo è la promozione dell'utilizzo delle fonti rinnovabili e della diffusione di misure di efficienza energetica, nonché nel supporto alla creazione di contesti favorevoli agli investimenti in energie rinnovabili nei paesi del Sud ed Est del Mediterraneo e dell'Africa subsahariana. Ha sede legale a Roma. Terna, in qualità di socio fondatore, è membro del Comitato Esecutivo.
WEC Italia	È il Comitato nazionale che aderisce al WEC, organizzazione internazionale che riunisce
(World Energy Council/	operatori di oltre 90 paesi ed avente l'obiettivo di promuovere un sistema di energia
Comitato operativo Italia)	sostenibile a livello mondiale.

PRINCIPALI OPPORTUNITA' DI COOPERAZIONE 2019

Council on Foreign Relations	Nel corso del 2019 Terna, oltre ad aver consolidato la propria presenza nelle associazioni di settore presidiate, ha partecipato a due eventi di alto livello internazionale organizzati dal Council on Foreign Relations (uno nel mese di aprile e l'altro nel mese di giugno), su temi di geopolitica e geoeconomia a livello globale. In particolare, ad aprile Terna è intervenuta sul tema "Transatlantic Commerce in a Post-Brexit Reality: Leveraging the European-America Connection", focalizzandosi sul ruolo del TSO nel governare in modo sostenibile la transizione energetica in atto. A giugno, nell'ambito del "CFR CEO Summit 2019", Terna si è concentrata sulla necessità di investire in infrastrutture elettriche come fattore abilitante della transizione energetica verso un'economia decarbonizzata.
Interconnessione elettrica Italia - Tunisia	Nel quadro delle attività in corso legate allo sviluppo del progetto di interconnessione elettrica fra l'Italia e la Tunisia ("progetto ELMED"), Il 22 ottobre 2019 Terna e STEG, l'utility elettrica nazionale tunisina, hanno firmato un protocollo di cooperazione e partenariato che si prefigge di sviluppare gli scambi reciproci e richiedere la collaborazione in campi di interesse per le infrastrutture elettriche, quali ad esempio i lavori sotto tensione, le linee e stazioni di alta tensione, l'esercizio del sistema elettrico.
	Attraverso ELMED Etudes SARL sono proseguite le attività di sviluppo del progetto di interconnessione elettrica fra l'Italia e la Tunisia. In esecuzione di due accordi di finanziamento concessi dalla World Bank alla Repubblica Tunisina per il progetto di Assistenza Tecnica all'Interconnessione elettrica Tunisia - Italia, nel mese di gennaio 2019 ELMED Etudes ha firmato con la Repubblica tunisina due accordi sussidiari che la nominano agenzia di esecuzione delle componenti del progetto relative agli studi preparatori e alla gestione dello stesso. Il 30 aprile 2019 il ministro italiano dello sviluppo economico e il ministro tunisino dell'industria hanno firmato l'"Accordo intergovernativo sullo sviluppo di un'infrastruttura di trasmissione elettrica finalizzata alla massimizzazione degli scambi di energia elettrica fra l'Europa e il Nord Africa", in cui sono considerate anche le attività affidate a ELMED Etudes.
Interconnessione elettrica Italia - Austria	In data 19 febbraio 2020 è stato siglato con il TSO austriaco APG un Memorandum of Understanding per lo sviluppo della linea a 220 kV Lienz-Soverzene, nell'ambito della realizzazione dell'elettrodotto d'interconnessione a 220 kV Italia – Austria. Con la firma del MoU si da seguito a quanto auspicato dai TSO circa la necessità di definire e concordare una comune strategia di sviluppo della capacità cross-border e di coordinare i rispettivi Piani e programmi d'intervento per garantire lo sviluppo congiunto del progetto e dei rinforzi delle reti interne (nazionali) necessari per conseguire il previsto incremento di 500 MW della capacità transfrontaliera. >>

Il 10 ottobre 2019, Terna ha partecipato, per la quarta volta, ai lavori della IX Conferenza Italia-America Latina e Caraibi, tenutasi presso il MAECI. Terna è intervenuta nella sessione dedicata alla "Crescita e infrastrutture sostenibili", sul tema "Innovazione nella gestione delle RES e dei sistemi elettrici per aumentare la resilienza e la sicurezza dei sistemi interconnessi", illustrando la presenza del Gruppo in America Latina.

Altri eventi in ambito europeo ed internazionale

Nei primi mesi del 2019, nell'ambito delle attività internazionali del Gruppo, Terna ha avviato i contatti con le principali IFI (International Financial Institutions) per esplorare possibili collaborazioni in aree geografiche di interesse aziendale.

Nel corso del primo semestre del 2019, in vista del Climate Action Summit di settembre 2019, Terna ha collaborato con la Rappresentanza Permanente dell'Italia presso l'ONU sul tema della transizione energetica nel contesto delle piccole isole.

Nel secondo semestre 2019, Terna ha aderito all'Harvard Electricity Policy Group (HEPG), think-tank al quale partecipano prestigiosi stakeholders del settore elettrico (regolatori, accademici, manager, specialisti, etc.), per affrontare e dibattere su diversi aspetti dell'intera filiera elettrica (generazione, distribuzione, trasmissione).

Il 28 novembre 2019, Terna ha partecipato alla conferenza ARERA e CEI dedicata all'integrazione energetica dei Balcani. Il progetto KEP (Know-How Exchange Programme), avviato da ARERA, è incentrato sull'implementazione di meccanismi di market coupling, per favorire la creazione di un mercato elettrico regionale e la sua integrazione con il mercato unico europeo, prevedendo una cooperazione tecnica con i regolatori di Albania, Montenegro e Serbia.

Quadro regolatorio

I ricavi regolati rappresentano circa l'88% dei ricavi totali del Gruppo

Terna opera 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'88% 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 primo quadriennio del 5° periodo di regolazione (semi-periodo "NPR1", 2016-2019). Per il secondo quadriennio (semi-periodo "NPR2", 2020-2023) tale regolazione è stata aggiornata con le Delibere n. 567/2019/R/eel, n. 568/2019/R/eel e 574/2019/R/eel.

Per il NPR2 (2020-2023) è prevista una sostanziale continuità con i criteri vigenti nel quadriennio 2016-2019, con conferma dei principi di riconoscimento dei costi di capitale (rate of return) e operativi (price cap e profit sharing) in vigore nel NPR1. La modifica più significativa riguarda la riammissione alla remunerazione delle immobilizzazioni in corso, secondo un meccanismo che ne prevede il riconoscimento tariffario con tassi di remunerazione differenziati in funzione dell'anzianità di spesa e per un massimo di quattro anni (oltre il quarto anno è previsto il riconoscimento tariffario degli interessi passivi in corso d'opera)8 , disponendo il recupero delle relative partite economiche pregresse - unitamente a quelle afferenti al progetto di interconnessione Italia-Francia. Al termine del NPR2, ed in particolare in via sperimentale nel 2023, è inoltre prevista la possibilità di adottare un meccanismo di tipo TOTEX/OUTPUT BASED, caratterizzato da logiche

di riconoscimento dei costi in funzione della spesa complessiva sostenuta (costi di esercizio/ operativi e costi di investimento) e di condivisione dei benefici generati per la collettività.

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 dell'adeguatezza della remunerazione dei costi di capitale, fattore fondamentale per permettere a Terna il completamento del programma di investimento necessario a fronteggiare le sfide della transizione energetica.

Si riportano di seguito alcuni elementi caratterizzanti la regolazione nel 5° periodo regolatorio, con riferimento alla remunerazione dei servizi di trasmissione e di dispacciamento.

⁸ In sede di aggiornamento delle tariffe di trasmissione per l'anno 2020, l'ARERA ha inoltre accolto l'istanza di Terna di riammissione parziale dell'intervento di interconnessione Italia-Montenegro alla lista di interventi strategici del periodo di regolazione 2012-2015, disponendo il reintegro della remunerazione dei relativi LIC non già percepita nelle tariffe, relativamente alla quota parte di investimento pubblico (non coperto dagli interconnector).

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 WACC9 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 di ciascun semi-periodo regolatorio, sulla base dei costi operativi rilevati nell'anno di riferimento (che per il NPR1 è stato il 2014 e per il NPR2 è il 2018) e maggiorati delle quote residue delle extra-efficienze realizzate nei 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.

Remunerazione del capitale (RAB)
Ammortamenti
Costi operativi

⁹ 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.

Qualità

La qualità del servizio riveste un'importanza sempre maggiore, per la crescente elettrificazione dei consumi che rende fondamentale la disponibilità continuativa del servizio, e per una sempre maggior presenza di componenti elettronici di automatizzazione degli impianti, specialmente industriali, che hanno bisogno di un alto livello di qualità della fornitura. Il tema si snoda principalmente in due filoni: la continuità del servizio (la mancanza di interruzioni nella fornitura di energia elettrica in alta tensione) e la Power Quality, ossia il mantenimento dei parametri tecnici di tensione e frequenza di alimentazione dell'utenza entro limiti definiti.

Sicurezza Adeguatezza Qualità

Resilienza Efficienza

Piano Strategico 2020-2024	52
Persone	56
Territorio	62
Innovazione	64
Gestione dei rischi	70
Attività Regolate La Rete di Trasmissione Nazionale	74
Attività Non Regolate Soluzioni per il mercato dell'energia	101
Attività all'estero	112
Risorse finanziarie	116

3 La strategia e il business del Gruppo

Piano Strategico 2020-2024

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 confermata nel nuovo piano strategico Grids and Values 2020-2024.

Il modello energetico su cui si è costruita la crescita del pianeta degli ultimi anni non è più sostenibile. Lo mettono in evidenza l'aumento esponenziale dei consumi globali di energia primaria, l'incremento delle emissioni di CO2 e gli effetti sull'ecosistema, la crescente attenzione delle istituzioni internazionali sulle tematiche legate al clima e all'ambiente. Tutto questo impone un impegno a livello globale per una progressiva e quanto più rapida possibile decarbonizzazione ed efficientamento di tutti i settori energetici. In quest'ottica, il settore elettrico riveste un ruolo centrale per il raggiungimento degli obiettivi di decarbonizzazione del sistema energetico complessivo, grazie all'efficienza intrinseca del vettore elettrico e alla maturità tecnologica delle fonti di energia rinnovabile (FER).

Tale trasformazione non è "ad impatto zero" per il Sistema Elettrico, ma implica una serie di sfide da affrontare affinché il processo di transizione energetica si possa svolgere in maniera decisa ed efficace, mantenendo gli attuali elevati livelli di qualità del servizio ed evitando al contempo un aumento eccessivo dei costi per la collettività.

La cospicua presenza di FER impatta significativamente sull'attività di gestione della rete da parte di Terna - in quanto fonti intermittenti, poco flessibili rispetto agli impianti tradizionali e talvolta lontane dai centri di consumo, determinando un incremento delle congestioni della rete, specialmente da Sud a Nord.

A ciò si aggiunge la maggior frequenza di eventi climatici estremi che, unita alle caratteristiche strutturali della rete elettrica italiana, comporta un impegno significativo da parte del TSO, nella protezione e gestione della rete di trasmissione nazionale, per garantire la fornitura di energia elettrica in sicurezza.

Per far fronte ai cambiamenti indotti dal nuovo contesto energetico, Terna dovrà concentrarsi su 5 dimensioni chiave per il sistema: Sicurezza, Adeguatezza, Qualità del servizio, Resilienza ed Efficienza. A tal proposito, la Società ha confermato la strategia del Piano 2019-2023 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, individuate le seguenti linee strategiche delle diverse aree del Gruppo:

Attività Regolate: massima priorità a tutte le attività che consentano al Paese di far fronte alle sfide energetiche in modo sicuro, efficiente, sostenibile attraverso il dominio delle tecnologie e la valorizzazione delle specificità del territorio;
Attività Non Regolate: 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.
Attività all'estero: 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 gestire un sistema elettrico sempre più complesso, integrato e distribuito. Sarà inoltre posta attenzione allo sviluppo e l'insourcing di competenze strategiche per far fronte a volumi e complessità progettuali crescenti.

innovazione team

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 alle Attività Regolate, il sistema richiede una nuova spinta agli investimenti che saranno realizzati per rispondere alle nuove 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 integrando le competenze distintive di Terna con le esperienze dei mercati più evoluti. In questo ambito terna investirà 7,3 miliardi di euro nel quinquennio 2020-2024, il piano di investimenti più alto di sempre.

Le Attività Non Regolate dovranno essere orientate al supporto della transizione energetica, in particolare le attività afferenti all'area competence based saranno volte a sviluppare servizi per le imprese e a cogliere le opportunità di mercato a valore aggiunto per i clienti tradizionali e rinnovabili. Le attività dell'area asset based, invece, saranno indirizzate al perseguimento di opportunità basate su connectivity e computing legate alle infrastrutture del Gruppo.

Le Attivita all'Estero saranno focalizzate sull'execution dei progetti in corso e sulla gestione dei progetti in operation, sfruttando le competenze distintive del Gruppo. Tra le azioni prioritarie il 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 2020-2024	PPL 2019-2023
Capex Nette	7,3 mld €	6,2 mld €
RAB (fine piano)	19,7 mld €	18,5 mld €	Attività Regolate
CAGR RAB1	5%	> 4%
EBITDA	~ 450 mln €	> 400 mln €	Attività Non Regolate
Capex	~ 150 mln €2	350 mln €	non_regolato giallo
EBITDA3	~ 200 mln €	150 mln €	Attività all'estero internazionale rosso
Capex4	~ 900 mln €	700 mln €	Digitalizzazione e Innovazione innovazione
CAGR EBITDA	> 4%	> 4%	Efficienza e
CAGR EPS	5%	> 3%	Creazione di Valore

1. RAB Calendaria inclusi Lavori In Corso;

2. Capex to be identified;

3. Include proventi finanziari progetto Uruguay;

4. Già inclusi nel piano investimenti Regolato.

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 2020, il Gruppo sarà quindi impegnato nella realizzazione di quanto previsto nel Piano Strategico 2020-2024. Con specifico riferimento ai 7,8 miliardi di investimenti complessivi previsti nei prossimi 5 anni, per il 2020 ne sono programmati circa 1,3 miliardi di euro.

Tra le principali infrastrutture elettriche in corso di realizzazione figura l'interconnessione con la Francia, la cui entrate in esercizio è prevista nel 2021, 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 Paternò-Pantano-Priolo, mentre gli interventi di razionalizzazione delle reti elettriche nelle aree metropolitane riguarderanno le città di Genova, Milano, Napoli e Roma 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 alle Attività Non Regolate, 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 nell'area competence based, sviluppando servizi ad alto valore aggiunto per le imprese e cogliendo le opportunità di mercato per i clienti tradizionali e rinnovabili, anche nell'area asset based, dove verranno perseguite opportunità in ambito connectivity e computing basate sulla valorizzazione delle proprie infrastrutture. In tale contesto, nel corso del 2020 si procederà alla piena integrazione di Brugg Cables nella attività del Gruppo.

Al centro della transizione energetica | Il nuovo contesto di riferimento | La strategia e il business del Gruppo | Le performance | Allegati

Per quanto riguarda le Attività all'estero, nel corso del 2020, le attività saranno focalizzate sulla gestione e manutenzione delle linee entrate in esercizio in Brasile e Uruguay e sulla realizzazione dei progetti esistenti in Perù e Brasile (Quebec). Proseguiranno, inoltre le attività di scouting per l'individuazione di ulteriori opportunità all'estero che potranno essere sviluppate anche in partnership e che saranno selezionate attraverso processi di valutazione che garantiscano un basso profilo di rischio e un limitato assorbimento di capitale.

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. Ma soprattutto, ancora una volta, questi ambiziosi obiettivi potranno essere raggiunti solo tramite il nostro patrimonio più importante: le nostre persone.

Per maggiori dettagli connessi agli impatti dell'emergenza Covid-19 sulle attività del Gruppo Terna si rimanda alla sezione "Fatti di rilievo successivi alla chiusura dell'esercizio".

Persone

I nostri protagonisti e promotori del cambiamento: alla base di tutte le nostre azioni ci sono i valori aziendali.

Il mondo dell'energia sta vivendo un momento di grande e veloce trasformazione: evolvono le esigenze, aumentano le sfide, cambiano i modi di lavorare e le competenze necessarie. In questo contesto i due fattori abilitanti il Piano strategico di Terna, Innovazione e persone, sono cruciali per affrontare le sfide della transizione energetica in atto e quindi per la crescita e lo sviluppo della nostra azienda rappresentando un binomio inscindibile: nessun cambiamento è possibile se non passa per le persone.

La squadra Terna è composta da professionalità eterogenee, con competenze di vario genere, fortemente orientate al lavoro in team. Per Terna è fondamentale avere in squadra i migliori talenti, e per questo cerchiamo di individuare percorsi di lavoro innovativi e di intercettare le nuove sensibilità delle persone, creando condizioni di lavoro e di benessere aziendale più produttive e soddisfacenti.

L'identità aziendale e il nostro sistema di valori - Lealtà, Passione e Responsabilità - sono il fondamento di tutte le iniziative e le attività che svolgiamo, che si possono sintetizzare:

Up skilling e re skilling delle risorse con priorità sulle competenze digitali		Nuove modalità di lavoro collaborativo			Accordi e partnership con le più prestigiose Università in Italia e all'estero		Iniziative innovative di condivisione e contaminazione (Hackathon, Hackstorm, Call for Innovation)		Progetti per aumentare la consapevolezza aziendale in ambito ambientale
Impegno costante per consolidare la cultura della sicurezza e della prevenzione degli infortuni con programmi capillari di formazione, comunicazione e coinvolgimento			Attenzione al bilanciamento vita-lavoro attraverso Smart working, programmi di Welfare e iniziative a sostegno della genitorialità			Sistema di comunicazione interna per l'evoluzione della cultura aziendale e per il rafforzamento del senso di appartenenza			Sistema di relazioni industriali basato sul dialogo e il coinvolgimento delle Organizzazioni Sindacali

Al centro della transizione energetica | Il nuovo contesto di riferimento | La strategia e il business del Gruppo | Le performance | Allegati

CONSISTENZA DEL PERSONALE	AL 31.12.2019	AL 31.12.2018	Δ
Dirigenti	72	67	5
Quadri	617	638	(21)
Impiegati	2.382	2.290	92
Operai	1.219	1.257	(38)
TOTALE	4.290	4.252	38

COMPOSIZIONE % DEL PERSONALE

L'incremento degli organici al 31 dicembre è riconducibile a 323 ingressi a fronte di 285 cessazioni. Il volume degli ingressi, oltre alle sostituzioni correlate al programma di ricambio generazionale che si concluderà nel 2020, include le nuove iniziative previste nel Piano Strategico, focalizzate in particolare sul Piano Investimenti, sullo sviluppo del settore Non Regolato in Italia e all'estero e sul rafforzamento delle competenze distintive del Gruppo.

Per quanto riguarda il numero di lavoratori dipendenti in somministrazione di lavoro il totale al 31 dicembre 2019 è stato pari a 29 (15 nel 2018).

Il tasso di turnover10 in uscita è pari al 6,71%, in aumento rispetto al 2018, per effetto delle cessazioni del personale che ha aderito al piano di uscite previsto nell'Accordo quadro di regolamentazione dell'art. 4 Legge Fornero, sottoscritto con le Organizzazioni Sindacali. Il tasso di uscita per dimissioni spontanee è molto contenuto (1,12%).

COMPOSIZIONE DEL PERSONALE	2019	2018	Δ
Dipendenti con contratto a tempo indeterminato	100%	100%	-
Età media	41 anni	42 anni	(1)
Laureati e Diplomati	95,6%	94,3%	+1,3%
Donne sul totale	13,9%	13,5%	+0,4%
Donne dirigenti e quadri (sul totale dirigenti e quadri)	19,8%	19,7%	+0,1%

L'età media della popolazione aziendale si attesta a 41 anni, in riduzione rispetto al 2018. Laureati e diplomati rappresentano il 95,6% della popolazione totale, in crescita del 1,3% rispetto al 2018.

In merito alla composizione di genere, si registra l'aumento della forza lavoro femminile (+0,4%) seppur la maggioranza delle risorse del Gruppo è costituita da uomini (86,1%).

La presenza delle donne è in costante crescita negli anni, essendo passata dal 8,8% del 2005 al 13,9% del 2019. Inoltre, nel 2019 il tasso di donne assunte è stato pari al 21% delle assunzioni, al netto degli operai.

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

¹⁰ I successivi commenti fanno riferimento ai dipendenti del Gruppo Terna con esclusione dei dipendenti del Gruppo Tamini (351 HC), della società Avvenia (17 HC), della società Terna Crna Gora d.o.o. (10 HC) e delle altre società estere (personale locale in Brasile, Perù e Uruguay rispettivamente 25 HC, 8 HC e 7 HC).

DINAMICA DEL PERSONALE

nuovi ingressi

323

■ Dipendenti usciti nell'anno

età media 41 anni

contratti a tempo indeterminato 100 %

L'APPROCCIO DI TERNA

risorse_umane

gestione rischi

Sicurezza sul lavoro Sicurezza e prevenzione degli infortuni per garantire l'integrità fisica del personale sono obiettivi prioritari dell'azienda.

Nel corso del 2019, Terna ha avviato il progetto "Zero Infortuni", un percorso pluriennale 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 che avrà durata biennale, attraverso la definizione di piani di miglioramento e prevenzione, anche 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 di ottenere, nel corso degli anni, una significativa riduzione degli indicatori infortunistici, al fine di raggiungere e mantenere l'obiettivo di zero infortuni.

Il numero totale degli infortuni risulta pari a 34 di cui nessuno con una prognosi iniziale superiore a 40 giorni, mentre risultano 8 gli infortuni per prognosi con prosecuzione maggiore di 40 giorni, che non risultavano quindi gravi11 alla prima prognosi. Inoltre, si sono verificati 5 infortuni con una prognosi iniziale inferiore a 3 giorni12.

INFORTUNI SUL LAVORO, DIPENDENTI TERNA DEFINIZIONI GRI-ILO	2019	2018
Tasso di frequenza infortuni (Injury Rate)	0,98	1,28
Tasso di gravità infortuni (Lost Day Rate)	39,31	34,40
Numero di infortuni	34	40
- di cui gravi (prognosi iniziale > 40gg)	-	-
- di cui gravi (prognosi con prosecuzione > 40gg)	8	11
- di cui mortali	-	-

Rispetto all'anno precedente, nel 2019 si è registrata una diminuzione sia del numero di infortuni che del tasso di frequenza. Per approfondimenti sul tema si rinvia al "Rapporto di sostenibilità".

Tutela dell'Ambiente La Tutela dell'Ambiente riveste importanza di carattere prioritario per l'azienda che da sempre è impegnata a migliorare le proprie performance ESG (Environmental, Social, Governance); tale impegno trova positivo riscontro nei rating di sostenibilità espressi da società specializzate, nell'inclusione nei principali indici borsistici internazionali di sostenibilità e nell'apprezzamento degli investitori socialmente responsabili.

Nell 2019, ad esempio, Terna ha realizzato nella sua sede centrale di Roma le due campagne "Terna Plastic Free", che prevede l'eliminazione della plastica monouso dagli uffici, e "Terna Recycling", che rappresenta un potenziamento della raccolta differenziata dei rifiuti solidi urbani. Tali iniziative sono state gradualmente estese alle sedi territoriali.

¹¹ 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.

¹² 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.

RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2019 | TERNA S.P.A. E GRUPPO TERNA

Al centro della transizione energetica | Il nuovo contesto di riferimento | La strategia e il business del Gruppo | Le performance | Allegati

Nel corso del 2019 sono state erogate oltre 183.193 ore di Formazione (47 hh pro capite). In particolare, al 31 dicembre 2019, sono state erogate circa 183mila ore di formazione prevalentemente focalizzate a rafforzare competenze professionali e tecnico-operative (ad esempio Multiskill), trasmettere know how altamente specialistico (ad esempio Lavori Sotto Tensione), garantire la compliance in materia di HSE, GDPR e D.Lgs. 231 oltre che ad agevolare l'inserimento in azienda dei neoassunti.

Nell'ambito della call for Open Innovation "HRR-Human Renewable Resources" - lanciata ad aprile da Terna e Digital Magics - sono state progettate iniziative innovative di formazione e sviluppo collaborando con le migliori start up che hanno risposto al bando e che verranno realizzate nel 2020. In particolare, il progetto con EggUp/Together integrerà assessment digitale, gestione della performance e formazione con la misurazione dell'efficacia del percorso a fine processo; il progetto con MAAM prevede invece l'utilizzo di un metodo formativo che trasforma l'esperienza di vita (genitorialità/caring) in competenze aziendali/manageriali creando una continuità virtuosa tra vita personale e professionale.

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.

Nel corso del 2019 la Selezione ha potenziato la strategia di Talent Acquisition introducendo nuove iniziative volte a sviluppare il recruiting di nuove risorse e la valorizzazione delle nostre risorse che sono in azienda.

In continuità con l'anno precedente, gli inserimenti di personale dal mercato del lavoro esterno hanno riguardato laureati - in particolare ingegneri - e diplomati di istituti professionali, in maggioranza con indirizzo elettrico. Sono state inoltre realizzate selezioni di profili specialistici e middle manager necessari ad acquisire nuove competenze e nuove professionalità.

Un programma di eccellenza che consente all'azienda di inserire giovani brillanti neolaureati appassionati di innovazione è Next Energy, arrivato nel 2019 alla sua terza edizione. La Call for Talent si è conclusa, a luglio 2019, con l'assunzione dei 10 talenti selezionati dal bando. Il 31 ottobre è iniziata la quarta edizione del progetto e 10 nuovi talenti hanno iniziato un'esperienza di stage dal 20 gennaio 2020.

Tra le altre iniziative dedicate alle nostre persone sono state lanciate le seguenti call for employee:

Guest Auditor Program ha consentito a due risorse interne di entrare a far parte della squadra dell'Internal Audit per un periodo di circa 3 mesi;
la seconda edizione del TSO Erasmus Terna RTE ha portato all'individuazione delle 2 risorse Terna e delle 2 risorse del TSO francese Réseau de Transport d'Électricité (RTE) che, a novembre, si sono scambiate sede e gruppo di lavoro per 4 settimane;
l'Exchange Programme Terna Caiso ci ha consentito di ospitare, per 1 mese, un senior manager del California Independent System Operator (Caiso) nell'ambito del dispacciamento e, nel 2020, una nostra collega effettuerà la medesima esperienza in California;
il Visiting Scholar Stanford opportunità di frequentare per 6 mesi i corsi della prestigiosa università californiana e sviluppare un progetto di ricerca strategico.

Al fine di alimentare un circolo virtuoso di scambio azienda-mondo esterno e supportare il processo di ricerca di nuove risorse Terna presidia i rapporti con scuole, università e centri per l'impiego.

In questa prospettiva, nel corso del 2019, è stata realizzata la terza edizione del progetto di Alternanza Scuola Lavoro che ha coinvolto 15 Istituti professionali sul Territorio Nazionale e circa 750 studenti del 4° anno e del 5° anno ed ha determinato l'inserimento in azienda dei primi 4 apprendistati duali. Infine, nell'ambito della partnership con l'Università Luiss, è proseguito l'impegno di Terna nel sostenere studenti di Ingegneria ed Economia provenienti da Paesi del Sud America. Con la seconda edizione dell'International Training Program lanciata a luglio sono stati selezionati due candidati - un brasiliano, e un peruviano - che a settembre hanno iniziato il biennio specialistico in Business Administration presso la Luiss.

Sviluppo del capitale umano

Talent Acquisition

formazione

Welfare aziendale Visti i positivi esiti della sperimentazione dell'anno precedente, a seguito di specifici accordi con le Organizzazioni Sindacali nell'anno 2019 è stata confermata, rafforzandola, 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 l'integrazione aggiuntiva a carico dell'Azienda è stata aumentata al 15% (rispetto al 12% del 2018). 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. Visti gli esiti della sperimentazione ed il giudizio positivo generalmente emerso, l'anno 2019 è stato caratterizzato da un'estensione dello smart working nei confronti di dipendenti con sede in Roma e in altri grandi centri urbani quali Torino, Milano, Padova e Napoli, per complessivi ca. 550 dipendenti. Anche questa ulteriore fase di estensione, coerentemente con la volontà di valorizzare il ruolo della contrattazione aziendale su queste tematiche, è stata oggetto di apposito verbale di accordo sindacale.

Remunerazione

Per informazioni 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).

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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 del Non Regolato, in Italia e all'estero.

La progettazione partecipata

Terna crea le migliori condizioni per costruire e mantenere relazioni di qualità con gli stakeholder. Terna ha infatti definito nel suo "Modello di gestione degli stakeholder" strumenti e modalità operative di coinvolgimento e monitoraggio delle opinioni, finalizzati a realizzare insieme una Rete sempre più efficiente e sostenibile.

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 gli stakeholder.

Secondo tale approccio, Terna:

parla direttamente con chi vive nelle aree destinate a ospitare le nuove infrastrutture;
illustra e spiega i progetti, ascolta i pareri e le richieste di chiarimento da parte del territorio;
condivide le soluzioni migliorative per la collocazione delle nuove opere o il riassetto di quelle già esistenti, sempre nel rispetto dei vincoli ambientali e paesaggistici.

NUMERO INCONTRI SUL TERRITORIO

AZIONI DI SOSTENIBILITÀ

Terna adotta sin dal 2002 un processo volontario di coinvolgimento preventivo delle istituzioni locali (amministrazioni regionali e locali, enti parco, etc.) che dal 2015 è stato esteso anche ai cittadini delle comunità direttamente interessate dall''intervento di Terna 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.

Terna ha inoltre realizzato 40 eventi pubblici con cittadini, di cui 32 "Terna Incontra" in 11 regioni italiane (Piemonte, Lombardia, Veneto, Toscana, Emilia-Romagna, Campania, Sicilia, Basilicata, Abruzzo, Trentino-Alto Adige e Calabria), rispettivamente a Ponte Gardena, Chiusa, Fortezza, Renon Frazione Auna di Sotto, Bressanone, Tiles, Barbiano, Treviglio, Chiari, Casirate d'Adda, Urago d'Oglio, Malles-Venosta, Curon, Vizzini, Celano, Scafati, Castelnovo, Reggio-Emilia, Sant'Ilario d'Enza, portando avanti le ipotesi localizzative condivise per 16 interventi del Piano di Sviluppo.

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 transizione energetica 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 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 tenute oggi a pubblicare ogni anno 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 favorire il contrasto del cambiamento climatico cui Terna da tempo dà attuazione (l'approfondimento sui rischi emergenti inserito anche quest'anno, nell'ambito del paragrafo "Dispacciamento dell'energia elettrica").

Stakeholder

Comunità locali: più coinvolgimento e condivisione

Associazioni ambientaliste: rafforzamento delle partnership

Investitori:

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

Innovazione

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 di tipo sistemico e organico verso l'innovazione, basato sull'accelerazione di un portafoglio di iniziative di Ricerca, Sviluppo e Innovazione efficace e coerente con le strategie aziendali.

Nel corso del 2019 Terna ha deciso di accelerare ulteriormente il suo percorso di innovazione attraverso una visione centralizzata e coordinata, al fine di promuovere e coordinare la ricerca e lo sviluppo di idee e di gestire sinergicamente l'ecosistema aziendale di innovazione, in grado di abilitare la transizione verso il nuovo modello del TSO 2.0.

Il cambiamento imposto dalla transizione implica un modello di gestione del sistema elettrico sempre più smart ovvero sempre più intelligente e flessibile sia a livello di reti, grazie alle tecnologie abilitanti dell'era 4.0, in particolar modo l'Internet of Things-IoT (sensoristica avanzata, big data, advanced analytics), sia a livello di mercato. Una rivoluzione senza precedenti che porterà nel breve periodo all'integrazione delle risorse distribuite di generazione, accumulo e domanda nel Mercato dei servizi, e all'integrazione dei mercati nazionali a livello europeo. Oltre a questo, nel futuro di medio termine dovrà essere garantita una sempre maggiore integrabilità e interoperabilità tra la rete elettrica e le altre reti (trasporti, gas, idrica, etc.), al fine di rendere maggiormente economico ed ecosostenibile il Sistema Paese e il Sistema Europa.

I principali strumenti messi in atto da Terna per sviluppare l'innovazione sono:

l'implementazione di un processo di Open Innovation;
la realizzazione dei Terna Innovation Hub;
l'execution dei progetti all'interno degli Innovation Hub tramite le Innovation Factories e le strutture centrali.

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 a investire nelle iniziative tecnologiche di maggior valore per l'azienda e per il sistema elettrico ed energetico nazionale.

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TREND TECNOLOGICI RILEVANTI PER TERNA

Analytics Advanced analyitics Machine learning Artificial Intelligence Big data

Digital & Computing Distributed computing Cloud computing Augmented and Virtual Reality

Energy Tech Power system productions Energy efficiency Storage Charging stations Electric mobility Renewables Power to Gas Smart Grid

Cybertech Encryption Management Cybersecurity Advanced Materials

3D Printing Nanotech Materials

Tra gli strumenti messi in atto, si possono citare l'identificazione di uno strutturato Piano dell'Innovazione e l'implementazione di un processo di Open Innovation.

PIANO DELL'INNOVAZIONE

Il Piano dell'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.

Nel corso del 2019 Terna ha inaugurato i primi tre Innovation Hub all'interno delle proprie sedi territoriali:

• il 9 aprile 2019 è stato inaugurato, presso la sede Terna di Torino, il primo degli Innovation Hub - piattaforma di sviluppo dell'innovazione, che sarà focalizzato sull'IoT (Internet of things) e sui processi di monitoraggio evoluto degli impianti di trasmissione dell'energia.

Saranno sviluppati quattro ambiti di progetto (satelliti, droni, robot e sensoristica evoluta), funzionali a un controllo della rete sempre più dinamico e innovativo a garanzia dell'efficienza e la sicurezza del sistema. Grazie a una gestione centralizzata dei dati sarà possibile, tra l'altro, eseguire una manutenzione predittiva degli asset che consentirà di ridurre i costi e aumentare l'affidabilità della rete di trasmissione;

il 7 novembre 2019 è stato inaugurato, presso la sede Terna di Napoli, il secondo Innovation Hub. L'Innovation Hub di Napoli è focalizzato sul Digital to People ovvero sulla trasformazione digitale dei processi aziendali e l'innovazione degli strumenti nell'area delle Risorse Umane e dell'Organizzazione. Le Startup selezionate svilupperanno con Terna progetti di Digital Safety e di Digital Human Resources: dai processi per efficientare la manutenzione degli asset, alla realizzazione di app che ricostruiscono virtualmente operazioni sul campo da utilizzare per formare il personale, alla realizzazione di una piattaforma di raccolta delle necessità formative per progettare percorsi di training personalizzato e di coaching digitale;
il 17 Dicembre 2019 è stato inaugurato, presso la sede Terna di Milano, il terzo Innovation Hub. L'Innovation Hub di Milano si colloca in ambito «Analytics & Energy Systems», per sviluppare strumenti e competenze per una gestione della rete elettrica sempre più "intelligente" attraverso l'elaborazione e l'interpretazione di dati e lo sviluppo di algoritmi e strumenti avanzati di simulazione e previsione. L'hub di Milano si articola in due laboratori distinti: il primo è focalizzato sugli Advanced Analytics, per interagire con startup e aziende innovative in un ambiente appositamente realizzato. Il secondo, soprannominato Energy Tech, è invece un laboratorio per i progetti di innovazione del System Operator, in cui il personale Terna potrà sperimentare tecnologie innovative (BIG DATA, AI, ML) per sviluppare soluzioni necessarie all'esercizio in sicurezza del Sistema Elettrico In particolare, l'Energy Tech si compone di tre ambienti differenti:
Simulation & Modeling Desk postazioni per simulazioni e modellistica con dati di processo dei sistemi Terna offline (dati storici);
Simulation & Modeling Integrated Systems postazioni per simulazioni e modellistica mediante interazione sincrona con i sistemi Terna (dati online);
Operational Console postazioni che prevedono interazione sincrona con i sistemi Terna, con la possibilità di invio di comandi verso il campo.

Innovation Hub

Origination e Progetti di R&D Prosegue il progetto "OSMOSE - Optimal System-Mix Of flexibility Solutions for European electricity", avviato nel gennaio 2018 nell'ambito di Horizon 2020, con l'obiettivo di identificare e dimostrare la fattibilità tecnica di un mix «ottimo» di soluzioni di flessibilità in grado di massimizzare l'efficienza tecnico-economica del sistema elettrico europeo, garantendone sicurezza e affidabilità.

Terna ha il ruolo di leader del "WP5", uno dei 4 dimostratori su situazioni di rete reali da realizzarsi in Italia in una porzione 150 kV della RTN tra la Basilicata e la Puglia, e coordina importanti partner italiani per sviluppare un nuovo "Energy Management System" (EMS) attraverso l'utilizzo combinato ed "ottimo" di Dynamic Thermal Rating (DTR), dispositivi di Power Flow Control, nuovi modelli previsionali e risorse di "demand side response", per fornire più flessibilità al sistema elettrico.

In merito al progetto D5.2 "General technical specification for EMS and physical demo implementation", sono state avviate le principali attività di ingegnerizzazione e realizzazione sia per quanto attiene l'Energy Management System che le risorse periferiche di flessibilità (Demand Side Response industriale e impianti eolici) e di monitoraggio linee (Dynamic Thermal Rating).

L'OPEN INNOVATION

Le nuove iniziative, che possono nascere da esigenze interne all'azienda o grazie al processo di Open Innovation, sono inserite in un framework coerente, nei principali ambiti tecnologici individuati da Terna:

Internet of Things: IoT, Industrial IoT, Sensoristica e Dispositivi indossabili;
Energy Tech: tecnologie connesse alle nuove Energy Resources (storage, demand dide response, E-mobility, ecc) e alle smart grid;
Advanced Materials: nanotecnologie, biomimesi, smart dust.

In particolare, il processo di 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.

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 e 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 & 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"

Si segnalano nel seguito le principali iniziative dell'esercizio:

AZIENDE DI GRANDI DIMENSIONI, ANCHE DEL SETTORE DELL'ENERGIA E DELLE INFRASTRUTTURE

Il 16 ottobre 2019 Terna e Snam hanno firmato un memorandum of understanding sulla sicurezza cibernetica nell'ambito degli Stati Generali della Transizione Energetica. Terna e Snam si impegneranno in azioni sinergiche per individuare, prevenire e contrastare potenziali minacce, attacchi e danneggiamenti alle infrastrutture informatiche, per garantire una sempre maggiore sicurezza e protezione dei sistemi e delle reti di elettricità e gas, elementi critici di interesse nazionale.

Il 1° marzo 2019 Snam e Terna hanno sottoscritto un memorandum of understanding per definire e realizzare iniziative comuni su attività di ricerca, sviluppo e innovazione e sulle possibili convergenze tra sistema elettrico e sistema a gas. Nel rispetto del quadro normativo e regolatorio, l'accordo riguarda lo sviluppo di scenari condivisi per l'elaborazione dei piani di investimento, la valorizzazione delle convergenze tra sistema elettrico e gas, l'utilizzo di fonti rinnovabili programmabili per la generazione di energia e lo sviluppo di soluzioni tecnologiche innovative per l'analisi e il monitoraggio delle infrastrutture.

Il 31 maggio 2019 Terna Energy Solutions e The Mobility House AG hanno sottoscritto un memorandum of understanding per valutare un'eventuale collaborazione o una partnership per opportunità commerciali, nel campo delle soluzioni di ricarica intelligente, stationary storage e microgrid.

UNIVERSITÀ E CENTRI DI RICERCA

A settembre, presso l'innovation Hub di Torino, è stato svolto l'Hackathon Smart tower, insieme a team composti dal Politecnico di Milano con il supporto del CLIK ed il tutoraggio degli specialisti Terna, finalizzato a individuare profili di potenziale futuro interesse, sviluppando proposte innovative per servizi che utilizzino la piattaforma Smart Tower.

Nel mese di marzo del 2019 è stato avviato un progetto di ricerca nell'ambito della Partnership quinquennale stipulata da Terna con l'Università californiana di Stanford, della durata di 6 mesi, che ha coinvolto un dipendente di Terna, selezionato nel 2018. Il programma era incentrato sullo studio dell'adozione di un modello di mercato di tipo nodale in Italia e si è concluso ad agosto. Attualmente si sta organizzando la seconda parte del progetto che vedrà un altro collega impegnato come Visiting Scholar presso l'Università di Stanford per sviluppare e approfondire altri aspetti della medesima ricerca. Il periodo di permanenza sarà sempre di 6 mesi a partire da gennaio/febbraio 2020.

STARTUP, PMI & VENTURE CAPITAL

La terza edizione di Next Energy si articola in 3 Call:

la Call for Talents ha portato alla selezione di 10 neolaureati che hanno avuto accesso, a partire da gennaio, ad uno stage di 6 mesi presso le strutture di Innovazione di Terna;
la Call for Ideas ha premiato a maggio il progetto Windcity, risultato la migliore idea tra le 10 finaliste selezionate a fine gennaio, che ha sviluppato e prodotto V-Stream, una turbina a geometria variabile, aggiudicandosi il premio di 50.000 euro spendibili in servizi di accelerazione;
la Call for Growth ha portato a gennaio alla selezione di 5 startup che hanno partecipato a un percorso di engagement, supportato da Cariplo Factory atto a definire dei casi d'uso per successive collaborazioni con Terna.

Il 31 ottobre 2019 ha avuto inizio la quarta edizione di Next energy dedicata al tema della transizione energetica e focalizzata sugli ambiti del piano di innovazione (Full Internet of Things, Energy Tech, Advanced Materials e Sustainability Digitization Data Management & Analytics).

MoU con SNAM

MoU con The Mobility House

Hackathon

Academy

Next Energy

AMS (Advanced Materials for Sustainability)	Il 9 ottobre 2019 la startup Particular Materials è risultata vincitrice della Call for Innovation di Terna AMS - Advanced Materials for Sustainability, lanciata a luglio con l'obiettivo di sviluppare soluzioni di ultima generazione, nell'ambito della ricerca di materiali innovativi per rendere ancor più efficienti e sostenibili le infrastrutture della rete elettrica.
D2O (Digital to Operations)	L'8 luglio 2019 la start-up Smart Track è risultata vincitrice della Call for Innovation di Terna D2O - Digital to Operations, lanciata a maggio, con l'obiettivo di migliorare l'efficacia del lavoro con particolare riferimento alle tematiche della sicurezza delle persone attraverso lo sviluppo di nuove tecnologie, dispositivi, applicazioni e servizi ad alto valore aggiunto in grado di creare "digital transformation".
HRR	Il 21 giugno 2019 Eggup, una PMI HR-Tech, è risultata vincitrice della Call for Innovation di Terna HRR - Human Renewable Resources, lanciata il 1°aprile con l'obiettivo di individuare i migliori servizi, applicazioni, soluzioni di ultima generazione e ad alto valore aggiunto, in grado di contribuire ad una vera e propria trasformazione digitale nella gestione del personale.

AMS (Advanced Materials
for Sustainability)

Il 9 ottobre 2019 la startup Particular Materials è risultata vincitrice della Call for Innovation di Terna
AMS - Advanced Materials for Sustainability, lanciata a luglio con l'obiettivo di sviluppare
soluzioni di ultima generazione, nell'ambito della ricerca di materiali innovativi per rendere ancor
più efficienti e sostenibili le infrastrutture della rete elettrica.

D2O (Digital to Operations)

L'8 luglio 2019 la start-up Smart Track è risultata vincitrice della Call for Innovation di Terna
D2O - Digital to Operations, lanciata a maggio, con l'obiettivo di migliorare l'efficacia del lavoro
con particolare riferimento alle tematiche della sicurezza delle persone attraverso lo sviluppo
di nuove tecnologie, dispositivi, applicazioni e servizi ad alto valore aggiunto in grado di creare
"digital transformation".

HRR

Il 21 giugno 2019 Eggup, una PMI HR-Tech, è risultata vincitrice della Call for Innovation di
Terna HRR - Human Renewable Resources, lanciata il 1°aprile con l'obiettivo di individuare i
migliori servizi, applicazioni, soluzioni di ultima generazione e ad alto valore aggiunto, in grado di
contribuire ad una vera e propria trasformazione digitale nella gestione del personale.

Le factory

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 nel 2018 due relative Factories: Innovation Factory Transmission Operator ed Innovation Factory System Operator, le quali hanno la responsabilità dei progetti d'Innovazione loro attribuiti, monitorando i rispettivi avanzamenti ed i risultati dell'attività di ricerca ed innovazione dei propri ambiti.

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. Nello specifico, le attività di R&D&I nell'ambito del Transmission Operator sono principalmente guidate dalle esigenze del Piano di Sviluppo e delle attività di Asset Management: in tal senso, le priorità si focalizzano sulle nuove tecnologie per la realizzazione e per la manutenzione gli asset di Terna (linee aeree, cavi interrati, stazioni elettriche, impianti HVDC).

L'Innovation Factory SO comprende, invece, 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, sia l'Ingegneria di Sistema, il 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.

L'ambito S.O. è quindi 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 l'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).

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

Le factory

propri ambiti.

Terna (linee aeree, cavi interrati, stazioni elettriche, impianti HVDC).

migliorata delle risorse distribuite, etc).

e statistica delle turbazioni, dei requisiti funzionale e d'Innovazione dei sistemi.

Terna adotta da tempo un Modello di "Information Security Governance" che ha permesso di individuare i principali Cyber Top Risk. È basato su un sistema di regole e procedure, in costante evoluzione, ispirate a standard nazionali e internazionali di riferimento (tra cui: NIST, Framework Nazionale per la Cybersecurity e la Data Protection, ISO 27001). Il Modello Operativo di Cybersecurity & Data Protection supporta i principali processi in ambito ICT, garantendo principi di separazione dei compiti e associando responsabilità di governance a responsabilità di indirizzo operativo e di gestione degli eventi di Cybersecurity.

Centro nevralgico operativo della gestione degli eventi cyber è il Computer Emergency Readiness Team di Terna ("TERNA-CERT"). Il TERNA-CERT assicura il monitoraggio centralizzato in tempo reale della sicurezza del Gruppo e il monitoraggio preventivo e reattivo delle potenziali minacce cyber. Il TERNA-CERT, membro delle principali community di CERT a livello internazionale, è a tutti gli effetti un centro all'avanguardia per la prevenzione, identificazione e tempestiva gestione degli incidenti informatici attraverso la raccolta, monitoraggio e correlazione degli eventi di sicurezza provenienti da piattaforme ICT eterogenee. Risultano fondamentali i processi di Cybersecurity Info-Sharing attraverso le segnalazioni sia da fonti istituzionali - in particolare dal CNAIPIC, Centro Nazionale Anticrimine Informatico per le Infrastrutture Critiche, con cui Terna ha un protocollo attivo da qualche anno e dal CERT-Nazionale, con cui sono in vigore da tempo accordi di cooperazione - sia da specifici accordi con fornitori specializzati in ambito Cybersecurity Intelligence.

Preme inoltre evidenziare il costante impegno di Terna nella predisposizione di infrastrutture dedicate di Cybersecurity (negli ambiti IT, OT e IoT), nel perseguire il Security by Design dei progetti tecnologici, nonché nella continua esecuzione di attività di Vulnerability Assessment e Penetration Test sui sistemi informativi aziendali.

Terna adotta inoltre un Modello di Gestione per la Privacy al fine di assicurare la compliance al GDPR. Provvede al costante aggiornamento del Modello di Gestione per la Privacy del Gruppo ("Modello Privacy"), e all'implementazione di processi organizzativi ispirati al "Principio di responsabilità e trasparenza" (accountability).

In concreto, questa prescrizione si traduce nell'obbligo, per Terna, di dimostrare e documentare l'attuazione di tutte le misure necessarie a tutelare la privacy di coloro che affidano all'azienda, per varie ragioni, le proprie informazioni personali.

gestione rischi

Cybersecurity & Data Protection

Gestione dei rischi

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

Le 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 al business Non Regolato e alle Attività all'estero, 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 i 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).

70 TERNA S.P.A. E GRUPPO TERNA | RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2019

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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 stesso 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): imposta e supporta l'implementazione del processo di gestione dei rischi, stimolando lo sviluppo di metodologie e strumenti ad esso funzionali, e coordina tutti i soggetti coinvolti nel SCIGR, per massimizzarne l'efficienza e ridurre le duplicazioni di attività;
Struttura Gestione Qualità e Rischi: garantisce, attraverso il Coordinamento Rischi in essa collocato, un efficace presidio sull'attuazione delle politiche e degli indirizzi di gestione dei rischi ed il supporto delle strutture in tale ambito.

Metodologia di gestione

Il Gruppo Terna ha da tempo adottato una metodologia di gestione dei rischi ispirata a modelli e best practice di Enterprise Risk Management (ERM), opportunamente personalizzata sulla propria realtà di Gestore di rete, per l'individuazione, valutazione, trattamento e monitoraggio dei rischi aziendali. L'analisi di tutti i processi aziendali 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, e 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 nonchè 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 documento coerentemente con le corrispondenti attività).

Attori della gestione dei rischi

rischi operativi mappati 1.000 oltre

Modelli di Governance

e Compliance

gestione rischi

GESTIONE DEI RISCHI

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 delle attività aziendali in conformità alle normative ISO inerenti la Qualità, l'Ambiente, la Salute e Sicurezza dei Lavoratori, l'Energia, l'Anticorruzione, la Sicurezza delle Informazioni, la gestione degli Asset, il Laboratorio di prova multisito Lavori Sotto Tensione, il Centro di taratura multisito e un Sistema di Gestione per la prevenzione degli incidenti rilevanti conforme a quanto prescritto dal D.Lgs. 105/15 (SEVESO III) e ss.mm.ii. (integrato nella struttura del Sistema di Gestione Integrato);
Modello di Information Security Governance;
Modello di Gestione per la Privacy conforme al Regolamento UE n. 2016/679 ("GDPR").

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.

Gestione delle Frodi 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.

Per perseguire questo obiettivo Terna ha istituito, e continua a ricercare, varie tipologie e forme di controllo, nel costante impegno di identificare nuovi schemi di frode e nuove modalità attuative degli stessi per contrastarli nel modo più efficiente ed efficace possibile.

L'analisi sistematica delle precondizioni che possono generare eventi fraudolenti e la collaborazione con i numerosi Partner istituzionali, costituiscono il modello metodologico di individuazione delle aree critiche in cui tali fenomeni possono verificarsi.

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Attività Regolate

La Rete di Trasmissione Nazionale

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.

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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 (Independent System Operator) italiano, in regime di monopolio e sulla base di concessione governativa.

LA FILIERA DEL SISTEMA ELETTRICO NAZIONALE

In qualità di System Operator (SO) italiano, Terna è titolare del servizio di dispacciamento nel Sistema Elettrico nazionale.

Una delle peculiarità di ogni sistema elettrico è la necessità di garantire istante per istante che l'energia richiesta dall'insieme dei consumatori (famiglie e aziende) sia sempre bilanciata dall'energia prodotta dalle centrali elettriche.

Terna ha il fondamentale e delicato compito di garantire questo equilibrio attraverso un sistema di controllo altamente tecnologico, utilizzando un apposito mercato dove acquista i "servizi" necessari per assicurare costantemente la continuità e la sicurezza della fornitura di energia elettrica.

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

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.

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GEO-VENTO BIOMASSE FOTOVOLTAICO

Il risk management copre 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. CABINE PRIMARIE (AT/MT) CABINE SECONDARIE (MT/BT) TRASFORMATORI PERDITE DI SISTEMA

ACQUA CARBONE SALDO ESTERO

TRASMISSIONE DISPACCIAMENTO

OLIO GAS

LE INFRASTRUTTURE TERNA NEL SISTEMA ELETTRICO ITALIANO

gestione rischi

3,5% INCIDENZA SULLA BOLLETTA ELETTRICA

UTENZE

DISTRIBUZIONE

TRASMISSIONE

PRODUZIONE

Flussi di dati Flussi di energia

1.268 km

LINEE ELETTRICHE RIMOSSE DAL 2010

Il dato 2016 è eccezionale per effetto della demolizione di oltre 200 km di linee elettriche obsolete in Valtellina, frutto di attività avviate negli anni precedenti. Al netto di questa rimozione, le demolizioni risultano pari a circa 80 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 2019 sono stati demoliti 179 km di linee - cui ha corrisposto la liberazione di un'area pari a 556 ettari - portando a 1.268 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 tralicci 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 delle nuove 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", perché 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 perchè 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 2019 la percentuale di perdite, in rapporto alle consistenze di gas istallato, è pari a 0,40%.

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

EMISSIONI TOTALI DIRETTE E INDIRETTE DI GAS A EFFETTO SERRA - 13 TONNELLATE EQUIVALENTI DI CO2	2019	2018	2017
Emissioni dirette
Totale emissioni dirette	68.404,4	62.999,2	75. 792,9
di cui: Perdite di SF6	60.162,2	54.846,1	67.371,4
Emissioni indirette
Energia elettrica14	65.246,9	64.050,5	72.489,3


INTENSITÀ CARBONICA TONNELLATE EQUIVALENTI DI CO2 / RICAVI (MILIONI DI EURO)	2019	2018	2017
Emissioni totali (dirette e indirette)	133.651,3	127.049,7	148.282,2
Emissioni totali in rapporto ai ricavi	58,2	57,8	68,6

¹³ La conversione dei consumi diretti di energia e delle perdite di esafluoruro 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.

¹⁴ 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 2019. Il riferimento per la ripartizione del mix produttivo è il "Rapporto mensile sul sistema elettrico" consuntivo dicembre 2019 disponibile sul sito www terna it.

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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 al 94% nel 2019 (86% 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 DEI RISCHI

Nel corso della sperimentazione Valutazione Ambientale Strategica (VAS) del PdS prima e, a regime, nel recepimento della Dir. 42/2001/CE, Terna ha constatato che, con il progressivo coinvolgimento degli stakeholder e una proattiva partecipazione degli Enti nella definizione dell'ubicazione delle alternative di corridoi e fasce di fattibilità di tracciato degli interventi, i tempi di autorizzazione delle opere di sviluppo della RTN hanno subito un decremento significativo.

Estendendo successivamente l'approccio partecipativo alla procedura di Valutazione di Impatto Ambientale (VIA) attraverso la concertazione col territorio, i tempi di realizzazione delle opere di sviluppo si limitano ai tempi tecnici, incorrendo sempre più raramente in opposizioni e blocchi dei cantieri. Terna ha investito nella "progettazione partecipata", creando le condizioni per "costruire" insieme una rete elettrica nazionale sempre più sostenibile. Al tempo stesso, sono stati individuati partner istituzionali, con i quali condividere il rischio derivante dallo svolgimento delle proprie attività attraverso la cooperazione con Organismi e Autorità nazionali e la stipula di Protocolli d'Intesa, collezionando complessivamente circa 400 Accordi, per il superamento dei problemi che si possono incontrare nel corso delle attività operative.

Relazioni istituzionali / territorio gestione rischi

Il Piano di Sviluppo 2020

Il 31 gennaio 2020 il Consiglio di Amministrazione di Terna ha approvato il Piano di Sviluppo 2020, i cui aspetti principali sono rappresentati nel seguito:

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

MARKET EFFICIENCY

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.

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 consente di creare un sistema sempre più resiliente e in grado di far fronte ad eventi critici esterni al sistema stesso.
1. La capacità di concepire, progettare e realizzare sulla base di stringenti analisi in grado di massimizzare i benefici ambientali insieme ai benefici economici è l'unica garanzia di sostenibilità possibile.

INTEGRAZIONE CON	ESERCIZIO	SOSTENIBILITÀ
IL TERRITORIO	DELLA RETE	AMBIENTALE
Raccogliere le esigenze del territorio sostenendo le nuove sfide del Paese, quali i nuovi progetti di mobilità elettrica, con attenzione alle aree metropolitane e alla rivisitazione dei progetti al fine di renderli eco sostenibili.	Individuare e sviluppare interventi mirati a migliorare l'esercizio della rete, con un particolare focus sull'incremento della qualità del servizio e della resilienza del sistema.	Sostenere e guidare la transizione energetica attraverso una crescente connessione e integrazione con i nuovi impianti da fonte rinnovabile.

Le principali direttrici di intervento declinano in quattro linee di azione i suddetti principi cardine:

INTEGRAZIONE

In relazione all'esigenza di decarbonizzazione, in linea con il D.Lgs 93/11 e la Delibera n. 627/16 e s.m.i.15, 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.

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 costibenefici 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.

¹⁵ 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.

Italia-Austria Nauders-Glorenza

SE 220/132 kV Agnosine

132 kV Elba-Continente

FIRENZE

GENOVA

MILANO

150 kV Capri-Sorrento

ROMA

HVDC Continente-Sicilia-Sardegna

NAPOLI

Antenna 150 kV Vittoria-Camerina-Scicli

Cavo 132 kV Zuel-Somprade

Cavo 132 kV Corvara-Laion

Elettrod. 380 kV Colunga-Calenzano

SE 380/150 kV Ariano Irpino

Elettrodotto 380 kV Paternò-Pantano-

Priolo

Elettrod. 380 kV Gissi-Foggia

Italia-Montenegro Villanova-Kotor

HVDC

HVDC C. Nord-C. Sud

132 kV CP Andria-CP Ariano

HVDC Italia-Francia Piossasco-Grand Ile

150 kV

CP Lula-CP Galtelli

HVDC Sa.Co.I. 3

TORINO

HVDC Italia-Tunisia

SE 380/150 kV Vizzini

Principali interventi sulla Rete di Trasmissione Nazionale

Il Piano di sviluppo prevede investimenti per oltre 4 miliardi di euro nel periodo 2020-24, che si aggiungono a quelli previsti per il Piano di Sicurezza, al piano di Rinnovo degli Asset Elettrici e agli altri investimenti:

Nuove stazioni

Legenda asset

Interconnessioni Rinforzi rete AAT HVDC in progettazione

Legenda stato avanzamento

Progetto in realizzazione Progetto in autorizzazione Progetto completato

Riassetto aree metropolitane

PIANO DI SVILUPPO

Interconnessioni e linee	km di Terna	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
Interconnessione Penisola Sorrentina	20
Riassetto aree metropolitane ü	182
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 le stazioni: Cepagatti e Kotor appartenenti al progetto di interconnessione Italia-Montenegro e Brennero, Nuraminis, Santerno, Mercatello sul Metauro, Picerno e Pontelandolfo

PIANO DI SICUREZZA
Progetti	Status	Driver
Fiber for the Grid
Sistemi di mitigazione rischio ghiaccio e neve ü
Dispositivi di regolazione

PIANO DI RINNOVO

Il Piano di rinnovo degli asset elettrici prevede interventi diffusi su tutta la RTN, finalizzati al miglioramento dell'affidabilità della Rete elettrica. Nel corso del 2019 si rileva in particolare l'impegno nel rinnovo di linee aeree e macchinari di stazione, anche mediante impiego di nuove macchine verdi, isolate con esteri vegetali.

Legenda Resilienza e Status *
üPiano di Resilienza	EE	Realizzazione	Autorizzazione	Concertazione	Progettazione	Pianificato
Legenda Driver *
De-carbonisation		Market efficiency		Security of supply	Sostenibilità sistemica

* Gli ulteriori interventi completati nel corso del 2019 sono riportati nella sezione "Evoluzione delle consistenze", presente negli allegati.

Gli Investimenti del Gruppo

Gli investimenti complessivi realizzati dal Gruppo Terna nel 2019 sono pari a 1.264,1 milioni di euro, rispetto ai 1.091,1 milioni di euro dell'esercizio precedente (+15,9%).

OPERE REALIZZATE NEL TRIENNIO 2017-2019

INVESTIMENTI €/MLN

(milioni di euro)	2019	2018	∆	∆%
Piano di Sviluppo	488,1	471,7	16,4	3,5%
Piano della Sicurezza	188,1	135,9	52,2	38,4%
Interventi di Rinnovo asset elettrici	372,4	296,0	76,4	25,8%
- di cui rinnovo asset elettrici (netto separazioni funzionali)	312,7	227,6	85,1	37,4%
- di cui separazioni funzionali	59,7	68,4	(8,7)	(12,7%)
Altri investimenti1	99,0	85,0	14,0	16,5%
Totale Regolati	1.147,6	988,6	159,0	16,1%
Non Regolati1 2	104,4	87,4	17,0	19,5%
Oneri finanziari capitalizzati	12,1	15,1	(3,0)	(19,9%)
TOTALE INVESTIMENTI	1.264,1	1.091,1	173,0	15,9%

1 Include l'impatto IFRS16.

2 Gli investimenti Non Regolati sono relativi principalmente all'interconnessione privata Italia-Francia e includono l'interconnessione privata Italia-Montenegro.

Nel corso del 2019 sono entrate in esercizio complessivamente 671 km di linee (interconnessione Italia-Montenegro, Pontelandolfo-Castelpagano, Capri-Sorrento, Schio-Arsiero, Palo del Colle-Bari Termica, Valle-Piscioli, CP La Rosa-Azimut, Brentelle-Bassanello, connessione alla CP Fiera, Pace del Mela-Villafranca, Marcello-Villafranca), nonché le 8 stazioni elettriche commentate in precedenza. Nel mese di gennaio 2020, dopo la conclusione dei test di energizzazione, è entrato in esercizio il nuovo elettrodotto a 150 kV Benevento III - Pontelandolfo. La linea, della lunghezza di oltre 15 km, collega la nuova stazione elettrica di Pontelandolfo con la stazione elettrica di Benevento III.

PIANO DI SVILUPPO - 488,1 milioni di euro

Stazione di conversione di Piossasco:

• completate le opere civili e gli edifici principali della stazione di conversione di Piossasco (edificio controllo, sala valvole, sala apparecchiature in corrente continua); completata anche la produzione delle principali apparecchiature di stazione (convertitori e trasformatori) di cui sono in avanzato stato di completamento le installazioni. Completata l'installazione dei trasformatori e del sistema di raffreddamento.

Collegamento in cavo: posati i cavi per 75 km corrispondenti al 78% del tracciato

Tratta extra Sitaf (in uscita dalla stazione, fino all'autostrada A32): realizzazione completata;
Tratte alta e bassa (autostrada A32) realizzati 36 km di opere civili e posati i cavi su 29 km di tracciato sui 45 km complessivi;
Tratta media (variante fuori A32) realizzati 24 km di opere civili e posati i cavi su 22 km di tracciato sui 25 km complessivi;
Frejus completate le opere civili e posati cavi su 5,8 km di tracciato sui 6,6 km complessivi.

Cavo marino e cavo terreste: in data 28 dicembre 2019 è stato reso disponibile all'esercizio il nuovo collegamento Capri-Sorrento lungo 19 chilometri (3 km in cavo interrato nel comune di Sorrento e 16 km in cavo marino).

Stazione di Sorrento: in corso le attività di realizzazione della stazione di Sorrento. Completato il reattore.

L'intero collegamento è entrato in esercizio il 28 dicembre e sono in corso sistemazioni aree di cantiere. Tale opera si snoda per 445 km dall'Italia al Montenegro, tra le stazioni elettriche di Cepagatti, in provincia di Pescara e Lastva, nel comune di Kotor. L'intervento è considerato di rilevanza strategica per l'integrazione dei mercati elettrici a livello continentale permettendo di scambiare elettricità in maniera bidirezionale per una potenza di 600 MW.

Elettrodotto Bisaccia-Deliceto: conclusi i sondaggi archeologici e la bonifica da ordigni bellici. Completata la progettazione esecutiva e in corso l'approvvigionamento dei materiali. Avviate le attività realizzative.

Ampliamento stazione elettrica di Bisaccia e installazione PST: in fase avanzata la realizzazione delle opere civili; avviati i montaggi elettromeccanici delle apparecchiature in alta tensione.

Completato a maggio 2019 l'assetto provvisorio della stazione con conseguente connessione di produzione rinnovabile. Nel 2020 sono proseguite le attività realizzative della stazione in assetto definitivo, in particolare in corso di ultimazione la sistemazione del sito, completati gli edifici prefabbricati e le fondazioni delle apparecchiature elettriche; in corso i montaggi elettromeccanici alta e bassa tensione.

Interconnessione Italia-Francia (59,3 milioni di euro)

Interconnessione Penisola Sorrentina (27,6 milioni di euro)

Interconnessione Italia-Montenegro (25,9 milioni di euro)

Rinforzi rete nell'area Foggia-Benevento (16,5 milioni di euro)

Stazione di Belcastro (13,3 milioni di euro)

Razionalizzazione di Napoli (10,2 milioni di euro)	Cavo 220 kV Castelluccia-Napoli Direzionale: in ultimazione, previsto il commissioning nel primo semestre 2020.
	Cavo 220 kV Astroni-Napoli Centro: avviata la realizzazione a maggio 2019; in corso le attività di posa cavi.
	Elettrodotto 220 kV Castelluccia-San Sebastiano: avviate a settembre 2019 le attività di potenziamento ed interramento dell'esistente elettrodotto; in corso le attività di realizzazione.
Stazione del Brennero (10,3 milioni di euro)	Stazione Brennero: a dicembre 2019 è entrata in esercizio la sezione 132 kV; in ultimazione la realizzazione della sezione 110 kV e l'arrivo dei macchinari (trasformatore e PST).
	Raccordi aerei: ultimati i raccordi della nuova stazione alla linea Prati di Vizze-Confine di Stato necessari all'attivazione dell'interconnessione con l'Austria.
Razionalizzazione di Roma (9,5 milioni di euro)	Cavo 150 kV Roma Sud-Laurentina 1 e 2: in esercizio da novembre 2019 la linea 1; in corso le attività realizzative di scavo e posa dei nuovi cavi per la linea 2.
	Direttrice in cavo 150 kV Laurentina-Nomentana: • Laurentina-Ostiense: in corso le attività realizzative di scavo e posa (realizzati gli scavi su tre tratte e posata una tratta sulle sei del cavo A "Laurentina-Ostiense"; sul cavo B "Laurentina Ostiense" sono in corso la progettazione esecutiva e i sondaggi archeologici e sono iniziati i lavori di scavo della prima tratta);

• Villa Borghese-Nomentana: in corso le attività di progettazione esecutiva.

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PIANO DELLA SICUREZZA - 188,1 milioni di euro

In attuazione il piano di installazione di compensatori sincroni in Sardegna e nel Centro-Sud Italia, a supporto della regolazione della tensione e della potenza di corto circuito nelle aree del paese caratterizzate da elevata produzione da fonti rinnovabili e da un'importante riduzione della produzione di tipo tradizionale.

Compensatori sincroni (84,1 milioni di euro)

In particolare:

Selargius e Matera: in fase conclusiva la realizzazione delle opere civili e completata la produzione delle forniture. Consegnati in sito i macchinari (Compensatori sincroni e trasformatori) e avviati i relativi montaggi in sito;
Garigliano e Maida: aperti i cantieri e avviata la realizzazione delle opere civili; in corso la produzione delle forniture;
Foggia: completata la progettazione esecutiva.

Il progetto, finalizzato all'ampliamento del rilievo di informazioni dal campo a vantaggio della gestione in sicurezza del sistema elettrico, consiste nel potenziamento e ampliamento della rete in fibra ottica.

A dicembre 2019 sono state raggiunte ed illuminate ulteriori 40 stazioni elettriche della RTN (per un complessivo di 436 stazioni) e 40.800 km di fibra.

Attività realizzative avviate a luglio 2019, in corso le attività di posa cavi. Elettrodotto BR Pignicelle -

Fiber for the Grid (36,7 milioni di euro)

BR Eni Power (18,4 milioni di euro)

PIANO DI RINNOVO - 372,4 milioni di euro

Nel 2019 sono entrate in esercizio ulteriori 4 macchine verdi (per complessive 8 macchine verdi). Si segnala inoltre la sostituzione di circa 15 km di cavi isolati in olio fluido, con nuovi cavi ad isolamento solido, a conferma dell'impiego di nuove soluzioni tecnologiche maggiormente sostenibili ed ecocompatibili.

Rinnovo asset elettrici (312,7 milioni di euro, netto separazioni funzionali)

Prosegue il progetto di separazione delle stazioni di Rete S.r.l. finalizzato alla progressiva integrazione nella RTN degli impianti in alta tensione acquisiti da FSI S.p.A.

Nel corso del 2019 sono state integrate ulteriori 67 stazioni elettriche (per complessive 306 stazioni sulle 350 acquisite nel 2015).

Separazione delle stazioni di Rete S.r.l. (59,7 milioni di euro)

Manutenzione delle infrastrutture

La nostra priorità: qualità e sicurezza

La manutenzione degli impianti della rete elettrica è un'attività essenziale per garantire la qualità del servizio, la sicurezza degli asset gestiti ed il mantenimento delle prestazioni dei componenti di linee e stazioni. 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 in termini di tassi di guasto e di efficienza dei processi.

MONITORAGGIO E CONTROLLO IMPIANTI

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, che elabora il piano manutentivo sulla base di modelli ingegneristici elaborati dalla struttura di Asset Management.

TAGLIO PIANTE ATTIVITÀ CON TECNICA SOTTO TENSIONE (LST)

28.960 km

di elettrodotti con taglio piante effettuato per garantire il corretto e sicuro esercizio delle linee

3.100 controlli di monitoraggio e interventi di manutenzione con tecnica di sotto tensione

PIANO DI RINNOVO

Il Piano di Rinnovo (PdR) si basa su una metodologia analitica che, a partire da parametri tecnici oggettivi e omogenei, individua e valida gli interventi di manutenzione straordinaria ("rinnovo") valutando lo stato e la condizione tecnica dei componenti di linea e degli equipment di stazione, utilizzando gli opportuni cluster di priorità con l'obiettivo di migliorare la qualità dell'esercizio elettrico e prolungando la vita utile degli asset.

Agli interventi di rinnovo sono associati i seguenti benefici:

Sostenibilità, in cui confluiscono gli interventi che prevedono l'impiego di componenti maggiormente eco-compatibili, la sostituzione di cavi a olio fluido e il miglioramento dell'affidabilità degli asset;
Innovazione e digitalizzazione, in cui confluiscono gli interventi di monitoraggio degli asset esistenti che si avvalgono di soluzioni digitali e innovative;
Resilienza, interventi di rinforzo della RTN finalizzati al miglioramento della resilienza degli impianti.

Di seguito i principali interventi di rinnovo ("manutenzione straordinaria"):

89 RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2019 | TERNA S.P.A. E GRUPPO TERNA

gestione rischi

Rapporti con Partner istituzionali

GESTONE DEI RISCHI

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, CNAIPIC (Centro Nazionale Anticrimine Informatico per la Protezione delle Infrastrutture Critiche), Polizia di Stato, ANIE (Associazione Nazionale Imprese Elettriche), Snam, ISCTI (Istituto Superiore delle Comunicazioni e delle Tecnologie dell'Informazione) per la cooperazione con CERT-Nazionale e DIS (Dipartimento Informazioni per la Sicurezza della Presidenza del Consiglio dei Ministri). In particolare, ad ottobre 2019 è stato sottoscritto il protocollo d'intesa tra Terna e il Comando Generale delle Capitanerie di Porto - Guardia Costiera per potenziare la prevenzione dei danneggiamenti dei cavi sottomarini. Le parti si sono impegnate a incrementare l'efficacia dell'attività di sorveglianza degli specchi acquei dove sono presenti i circa 1.500 chilometri di cavi sottomarini. L'obiettivo è quello di definire un piano di collaborazione strutturale per effettuare accertamenti che consentano, in caso di danneggiamento dei cavi elettrici sottomarini, di risalire ai presunti responsabili dell'azione dannosa.

Protezione personale e Asset

La sicurezza fisica delle stazioni è garantita tramite 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), in grado di permettere a un centro di sorveglianza dedicato, il Security Operation Center (SOC), l'osservazione continua degli allarmi intrusione e dei segnali video su 235 impianti.

Tramite il sistema VideoBox, inoltre, è possibile predisporre in poche ore in caso di necessità un sistema di videosorveglianza e allarmistica di aree critiche (come aree di stoccaggio materiali o cantieri).

Al fine di innalzare i livelli di sicurezza fisica, nel 2019 sono state avviate le attività di analisi dei flussi video tramite AI con rilevamento di eventi di intrusione attraverso algoritmi di Deep Learning basati su reti neurali, integrati con i sistemi centrali di sicurezza fisica.

Terna in collaborazione con l'Arma dei Carabinieri ha rafforzato ulteriormente il 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.

Proseguono anche nel 2019 le attività ricorrenti di Security Intelligence a tutela dei beni, delle attività e degli interessi delle Società del Gruppo, in Italia e all'Estero, effettuando analisi e monitoraggio in materia di sicurezza sui paesi e aree d'interesse.

Nel 2019 sono state avviate le attività di installazione sul campo di sensori sismici, primo step di realizzazione della Rete Accelerometrica Terna, nonché di centralizzazione degli eventi verso la piattaforma centrale di acquisizione, attraverso cui è possibile misurare le sollecitazioni fisiche alle quali vengono sottoposti le stazioni elettriche in caso di sisma.

Sempre nel 2019 sono state avviate le attività di protezione sostegni tramite un'infrastruttura centralizzata di rilevamento eventi (tentativi di sabotaggio e condizioni di stabilità) data da sensori integrati con i sistemi centrali di sicurezza fisica. Ciò è finalizzato alla gestione delle operazioni in emergenza ed alla protezione delle linee e aree di stazione.

Infine, nel 2019 è stato rilasciato il Sistema Evoluto di Tutela Aziendale (SETA). Il SETA è finalizzato a realizzare un sistema integrato e georeferenziato di gestione delle minacce e delle emergenze aziendali basato su un'unica infrastruttura disponibile al SOC. Tramite utenze apposite il SETA sarà reso disponibile al Vertice e alle principali strutture aziendali.

Terna si avvale di un Sistema di Qualificazione Imprese, istituito ai sensi delle normative vigenti sugli Appalti Pubblici (D.Lgs. 18 aprile 2016 n. 50 "Codice degli contratti pubblici di lavori, servizi e forniture"), per 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.

Il procedimento di qualificazione è presieduto da un Comitato di Qualificazione composto da componenti del Top Management aziendale e da Presidente esterno ed indipendente in ottemperanza dei principi di neutralità, imparzialità e collegialità.

Il processo di qualificazione valuta l'idoneità di ogni operatore economico in Albo mediante verifica rigorosa del possesso di requisiti legali, economico-finanziari, tecnico-organizzativi, Health&Safety nonché etico sociali accertati anche con visite in loco. Durante il triennio di validità di qualificazione gli operatori economici sono sottoposti ad attività di monitoraggio costante.

Nel corso del 2019 sono state effettuate 37 visite di verifica e monitoraggio presso sedi di Operatori Economici.

Catena di Fornitura

Qualità del servizio

Tutti i segmenti del sistema elettrico (generazione, trasmissione e distribuzione) concorrono 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 RTN16 2017-2019

* Energia non Fornita di Riferimento.

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

L'indicatore "ENSR RTN" basato sui dati preliminari di esercizio ENSR RTN nel periodo gennaio-dicembre 2019, si attesta a 625 MWh (target annuo fissato da ARERA pari a circa 881 MWh).

¹⁶ I target di riferimento per gli anni 2016-2023 sono stati definiti come media dell'indicatore ENSR RTN 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 l'indicatore ENSR-RTN include anche la performance della rete di Terna Rete Italia S.r.l. (fusa in Terna S.p.A. il 31 marzo 2017).

Per quanto concerne l'indicatore ASA, nel 2019 si è registrata una disponibilità pari al 99,99980%, a fronte del 99,99991% dell'esercizio precedente. I risultati di esercizio conseguiti mostrano 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.

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 2019 raffrontato con il 2018.

INCENTIVAZIONE QUALITÀ DEL SERVIZIO (MILIONI DI EURO)	2019	2018	Δ
Premi/(Penalità) ENSR	20,2	7,4	12,8
Ricavi	20,2	7,4	12,8
Meccanismi di mitigazione e compartecipazione	4,3	7,5	(3,2)
Contributi al Fondo Eventi Eccezionali	0,6	2,0	(1,4)
Meccanismi di indennizzo utenti in Alta Tensione	0,6	0,4	0,2
Sopravvenienze attive	(4,9)	(4,8)	(0,1)
Costi	0,6	5,1	(4,5)
TOTALE	19,6	2,3	17,3

* Average Service Availability.

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.

Dispacciamento dell'energia elettrica

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 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".

Costante equilibrio tra domanda e offerta di energia

L'attività di dispacciamento comprende 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 2019 l'attività di dispacciamento è stata caratterizzata da alcuni importanti eventi funzionali alla gestione efficiente della rete di seguito riportati.

PRINCIPALI EVENTI 2019

Prove di riaccensione anti "Black-out" 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 2019 sono state portate a termine con successo 4 prove reali di ripristino da black-out con relative riaccensioni. Il 13 gennaio è stata effettuata una importante prova di riaccensione dall'estero, dalla Slovenia alla Puglia. A settembre, novembre e dicembre sono state effettuate ulteriori tre prove in territorio italiano, rispettivamente in Friuli Venezia Giulia, nell'Italia Centrale (Abruzzo, Lazio e Umbria) e in Sardegna. Progetto TERRE Il progetto TERRE (Trans-European Replacement Reserve Exchange) è partito nel 2013 come una early implementation 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). Ad agosto 2019 è stato firmato il "Cooperation Agreement" per l'avvio della fase implementativa e operativa della piattaforma TERRE per lo scambio di Replacement Reserve (riserva terziaria con attivazione in più di 15 minuti).

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Il Capacity Market è un mercato della capacità produttiva con cui Terna si approvvigiona di capacità di energia elettrica mediante contratti a termine aggiudicati attraverso aste competitive. Tale sistema ha lo scopo di rendere il mercato dell'energia più efficiente e garantire la sicurezza del sistema e l'approvvigionamento di energia elettrica. Inoltre, il Capacity Market è un importante driver per far fronte al phase-out del carbone al 2025.

In attuazione del Regolamento SO GL 2017/1485, inerente la creazione di un Regional Security Coordinator (RSC) per la gestione del sistema di trasmissione dell'energia elettrica al fine di preservare la sicurezza operativa, la qualità della frequenza e l'uso efficiente del sistema interconnesso e delle risorse della Regione GRIT (che comprende i confini tra le zone di mercato interne al sistema italiano, l'interconnessione con la Grecia) e della Regione South Est Europe, il 20 dicembre i TSO dei paesi coinvolti (Italia, Grecia, Bulgaria e Romania) si sono accordati per la costituzione della società che avrà sede a Salonicco.

In attuazione del medesimo Regolamento, il 24 dicembre Terna ha trasmesso ad ARERA:

la proposta comune dei TSO della Regione Greece-Italy relativa alla metodologia di coordinamento regionale della sicurezza operativa;
la proposta comune dei TSO North-Italy (Francia, Svizzera, Austria e Slovenia) relativa alla metodologia di coordinamento regionale della sicurezza operativa.

Ai sensi della Delibera ARERA 300/2017/R/EEL (che stabilisce, attraverso progetti pilota, un processo di progressiva apertura del mercato dei servizi di dispacciamento MSD a nuove tipologie di risorse, inclusi sistemi di accumulo, domanda e generazione distribuita) il 20 novembre 2019 Terna ha pubblicato, nella sezione "Progetti Pilota" del proprio sito internet, un documento da sottoporre a consultazione dei soggetti interessati alla fornitura del servizio di regolazione ultra-rapida di frequenza (Fast Reserve). Tali progetti hanno la finalità di incrementare le risorse disponibili a fornire servizi di rete, sperimentare nuove modalità di remunerazione dei servizi e testare nuove forme di approvvigionamento a termine delle risorse anche alla luce degli scenari prospettici definiti nella proposta di Piano Nazionale Integrato Energia e Clima (PNIEC). Il servizio di regolazione ultra-rapida di frequenza potrà quindi contribuire alla sicurezza del sistema migliorando la risposta dinamica durante i transitori di frequenza (servizio fornito, ad oggi, dal parco di generazione tradizionale).

In attuazione ai seguenti Regolamenti UE:

Regolamento UE 2016/631 requisiti per la connessione dei generatori alla rete;
Regolamento UE 2016/1388 per la connessione della domanda;
Regolamento UE 2016/1447 per la connessione alla rete dei sistemi in corrente Continua ad alta tensione e dei parchi di generazione connessi in corrente continua.

Terna ha inviato ad ARERA le modifiche al Codice di Rete che hanno interessano i Capitoli 1, 4 e 14 e gli Allegati A17 e A68. Tali modifiche sono state approvate da ARERA con Delibere n 592/18, 82/19 e 539/19.

In attuazione al Regolamento UE 2017/2196 ("Regolamento Emergency and Restoration"), che istituisce un codice di rete in materia di emergenza e ripristino dell'energia elettrica, Terna ha inviato ad ARERA le modifiche al Codice di Rete che hanno interessano il Capitolo 10 e gli Allegati A9, A10, A12 e A75. Tali modifiche sono state approvate da ARERA con Delibera 546/2019.

In attuazione al Regolamento UE 2019/943 sul mercato interno dell'energia della Regione Italy North, Terna ha inviato ad ARERA la proposta di metodologia per il calcolo della capacità. In particolare, la proposta, elaborata dai TSO della Regione modifica la metodologia per recepire le previsioni in tema di capacità interzonale minima da garantire ai mercati pari al 70%.

Capacity Market

Iniziative di Coordinamento Regionale Europeo

Apertura del MSD a nuove tipologie di risorse

Recepimento Codici di Rete Europei

gestione rischi

GESTIONE DEI RISCHI

Dispacciamento 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, approvvigionamento di nuove risorse di flessibilità e 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 (IPEX17/PUN - Prezzo Unico Nazionale) per l'esercizio 2019 è risultato pari a 52 €/MWh, in riduzione del 15% rispetto al 2018 per effetto della riduzione dei prezzi delle commodities (in particolare del Gas) e per l'aumento dell'offerta di fonti rinnovabili.

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 dei luoghi di consumo, fattori che possono 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 allo sviluppo della rete.

Il grafico che segue mostra l'andamento del PUN dal 2008 al 2019, evidenziando un trend in decrescita.

ANDAMENTO DEL PREZZO UNICO NAZIONALE (PUN) DAL 2008

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

¹⁷ 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 2019 hanno fatto registrare una riduzione del saldo import netto di circa 6 TWh, rispetto all'anno precedente (-13%).

Nel periodo invernale (gennaio e ultimo bimestre) 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 all'allineamento dei prezzi delle borse dell'energia.

I prezzi delle borse estere francese (PNX) e austriaca (EEX) risultano in riduzione anno su anno coerentemente con la riduzione dei prezzi delle commodities (in particolare del gas).

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

In particolare:

il Powernext (prezzo francese) risulta mediamente in aumento nei mesi freddi in cui, tradizionalmente, la richiesta di energia oltralpe subisce un forte aumento ma si è attestato su valori medi inferiori in estate. Il prezzo medio annuo è stato pari a 39 €/MWh (-11 €/MWh pari al -21% rispetto all'anno precedente);
il prezzo Austriaco (EEX) ha avuto, nei mesi estivi, un andamento divergente rispetto al prezzo francese registrando degli aumenti dovuti sia ad aumentata domanda da parte della Slovenia, che al fatto di non essere più in coupling col mercato tedesco. Il prezzo medio annuo è stato pari a 40 €/MWh (-6 €/MWh pari al -13% rispetto all'anno precedente).

183

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Gen123145 124 116 146 156 166137 118 120 93 113 109 97 87 120 124 141Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic

■ Valori mensili MSD 2019 ■ Valori mensili MSD 2018 * Dato provvisorio

Onere netto MSD in aumento nel 2019

Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD)

Nel 2019, l'onere netto sul MSD è risultato pari a 1.833 milioni di euro, in aumento rispetto allo scorso anno (1.573 milioni di euro). Tale aumento è dovuto, in particolare a:

163

229*

l'aumento dei costi delle selezioni per il soddisfacimento di vincoli tecnici dovuto alla minor presenza in servizio di impianti tradizionali in esito ai Mercati dell'Energia degli operatori;
l'aumento dei costi per approvvigionamento di riserva rispetto all'anno precedente principalmente giustificato da un aumento dei prezzi.

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

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ANDAMENTO 2019 FATTURATO E COSTI UPLIFT (MILIONI DI EURO)

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

Nel 2019 il costo complessivo per l'Uplift è risultato pari a 1.91618 milioni di euro, in aumento del 10% rispetto all'anno precedente. Tale aumento è dovuto principalmente all'aumento del costo relativo all'approvvigionamento dei Servizi sul MSD e ad una riduzione dei ricavi relativi agli oneri di sbilanciamento.

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 DCT19) 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.

¹⁸ Valore Uplift comprensivo del servizio di interconnessione "virtuale", pari a circa 232 milioni di euro nel 2019 (rispetto circa 292 milioni di euro nel 2018).

¹⁹ 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 delle Attività Regolate

La ripartizione dei risultati del Gruppo Terna per il settore Regolato, riferiti agli esercizi 2019 e 2018, è dettagliata nel prospetto seguente20.

		(€/milioni)
	2019	2018	Δ
Totale ricavi Attività Regolate	2.055,0	1.989,6	65,4
Ricavi tariffari	1.973,1	1.932,2	40,9
- Corrispettivo trasmissione	1.860,2	1.789,1	71,1
- Corrispettivo dispacciamento, misura e altri	112,9	143,1	(30,2)
Altri ricavi regolati	54,3	31,9	22,4
Ricavi da costruzione attività in concessione in Italia	27,6	25,5	2,1
Totale costi Attività Regolate	397,5	403,1	(5,6)
Personale	213,1	203,4	9,7
Risorse esterne	150,6	155,5	(4,9)
Altri oneri	6,2	18,7	(12,5)
Costi di costruzione attività in concessione in Italia	27,6	25,5	2,1
EBITDA Attività Regolate	1.657,5	1.586,5	71,0

L'EBITDA relativo alle Attività Regolate si attesta a 1.657,5 milioni di euro, in aumento di 71 milioni di euro rispetto al dato dell'esercizio precedente, prevalentemente per l'incremento del tasso di remunerazione del capitale investito riconosciuto ai fini tariffari (WACC).

I ricavi delle Attività Regolate registrano un incremento pari a 65,4 milioni di euro, derivante dai seguenti fenomeni:

incremento del corrispettivo per l'attività di trasmissione per 71,1 milioni di euro, imputabile all'adeguamento del WACC previsto dalla Delibera 639/18 (che per il triennio 2019-2021 passa al 5,6% rispetto al 5,3% del precedente periodo 2016-2018), all'incremento del capitale investito (RAB), alla definizione della remunerazione dell'interconnessione Italia-Montenegro (delibera ARERA 568/19) e al riconoscimento dell'extra-remunerazione sugli accumuli energyintensive (delibera ARERA 169/19);
decremento del corrispettivo per l'attività di dispacciamento, misura e altri di 30,2 milioni di euro, derivante dal riconoscimento one-off da parte dell'ARERA di alcuni oneri sorgenti nell'esercizio precedente;
incremento dei ricavi relativi al meccanismo di incentivazione della qualità del servizio ENSR (+12,8 milioni di euro), dovuto sostanzialmente alla definizione della performance 2018 (Del. 521/2019/R/eel) e alla valorizzazione della performance 2019, tenuto conto del calcolo pro-quota della stima dei risultati complessivamente attesi nel periodo di regolazione 2016-2020 (ex Del. 653/2015/r/eel);
maggiori ricavi per l'applicazione di penali a fornitori (+1,8 milioni di euro) e per servizi di connessione (+1,7 milioni di euro).

I costi delle Attività Regolate rilevano un decremento di 5,6 milioni di euro, derivante principalmente dall'adeguamento dei fondi di natura fiscale del Gruppo, connessi agli accantonamenti pregressi ex Circolare 6/2012 dell'Agenzia del Territorio (circa -6,6 milioni di euro), dalla riduzione dei costi per affitti e noleggi sui contratti che rientrano nell'ambito di applicazione dell'IFRS 16 (-5 milioni di euro), dai minori oneri per la qualità del servizio (-4,5 milioni di euro, in particolare per effetto degli eventi di disalimentazione e interruttivi occorsi nel 2018, parzialmente compensati dall'impatto sul costo del personale della maggiore consistenza media dell'esercizio (+9,7 milioni di euro).

l'incremento dei ricavi delle Attività Regolate

²⁰ 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 2020-2024.

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Attività Non Regolate

Soluzioni per il mercato dell'energia

Grazie alle nostre competenze distintive sviluppiamo servizi ad alto valore aggiunto come "energy solutions provider" per le imprese. Le nostre attività non regolate 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

CONNECTIVITY

FIBRA OTTICA

I progetti prevedono la valorizzazione dell'asset fibra ottica di Terna attraverso la concessione di diritti d'IRU (Indefeasible Right of Use) da parte di Terna e la messa a disposizione di servizi accessori.

PROGETTO OPEN FIBER Sono state consegnate le dorsali di backbone che collegano tra loro i 13 POP Nazionali e sono stati 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 fibra ottica da terzi (Retelit e Fastweb).

Nel 2019 è stato consolidato il piano per la messa a disposizione di infrastrutture in fibra ottica di lunga distanza (anelli regionali) per Open Fiber S.p.A.. Rispetto ai termini contrattuali, che prevedono complessivamente 21.000 km di reti ottiche di lunga distanza, al 31 dicembre 2019 ne sono stati consegnati circa 17.000 km.

È inoltre in fase di negoziazione un addendum contrattuale, al fine di raggiungere le cosiddette aree a fallimento di mercato, per l'ampliamento del perimetro offerto attraverso rilegamenti secondari (linee di backhaul) ai PCN (punti di concentrazione neutrali).

Permettiamo al cliente di acquisire un'infrastruttura nuova, con performance superiori agli standard dei cavi interrati sia in termini di 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).

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 a: "servizi per la protezione ambientale", "servizi per la rete RTN", "infrastruttura per la connettività".

PROGETTO INNOVAZIONE SMART TOWER

È stata completata la realizzazione del progetto sperimentale di valorizzazione dei sostegni in Alta Tensione per il monitoraggio ambientale, tramite l'installazione di 11 tralicci Smart Tower in Sicilia e l'acquisizione dei sistemi computazionali allestiti presso due stazioni elettriche. Ulteriori due Smart Tower sono state allestite in provincia di Belluno ed in Abruzzo, per esigenze del sistema elettrico. È in corso l'attività di scouting di nuovi clienti.

VALORIZZAZIONE DEI SOSTEGNI

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).

VALORIZZAZIONE TRALICCI PER INSTALLAZIONE ANTENNE

Conclusa la negoziazione per l'installazione sui tralicci Terna di antenne per la copertura di aree remote con Open Fiber (per un massimo di 500 tralicci nel triennio 2020-2022) e con Eolo (ulteriori massimo 500 tralicci nel triennio 2020-2022). Nel corso del 2019 sono proseguite le attività di studio e progettazione per soluzioni radio mobile di nuova generazione (soluzioni software defined XRAN e 5G), le cui attività di sperimentazione in campo e di promozione presso i potenziali clienti proseguiranno nel corso del 2020.

Il progetto permetterà ai Clienti Open Fiber e Eolo di realizzare, appoggiandosi all'infrastruttura Terna (tralicci della RTN) e sfruttandone la diffusione capillare sul territorio, la copertura radio in tecnologia FWA (Fixed Wireless Access) nelle aree rurali. In prospettiva, la progettazione di soluzioni radio software defined può rappresentare un elemento strategico abilitante per la diffusione delle nuove tecnologie, con particolare riferimento al 5G, su territori scarsamente infrastrutturati.

ENERGY SOLUTIONS

EFFICIENZA ENERGETICA

Si tratta di iniziative in ambito di efficienza energetica che permettono di sfruttare il knowhow di Avvenia e Terna Energy Solutions per creare valore al cliente, in termini di benefici energetici e ambientali, nell'individuazione di possibili aree di recupero di efficienza, gestione titoli di efficienza energetica e migliori performance di sostenibilità.

Sperimentazione congiunta di tecnologie e servizi di mobilità sostenibile, come il Vehicle-to-Grid (V2G).

Iniziative in ambito di efficientamento energetico in seno al Memorandum of Understanding, firmato in data 30 settembre 2019, tra Terna e Ansaldo Energia per individuare, valutare e realizzare iniziative comuni di ricerca, sviluppo e innovazione in ambito energetico.

Obiettivo del tavolo congiunto è definire iniziative di efficientamento dei consumi con riguardo a:

Analisi dei carichi degli stabilimenti Ansaldo;
Proposte per il miglioramento dell'efficienza;
Opportunità di abilitazione ai servizi di flessibilità;
Valutazione per lo sviluppo di proposition verso Clienti esterni.

Realizzazione di un impianto di cogenerazione per il cliente ITS-SISA Detergenti S.r.l., in collaborazione con Compendia S.r.l.

Il progetto, la cui progettazione e realizzazione è stata avviata nel 2018, è stato completato nel marzo 2019.

Il 16 aprile 2019 è stato consegnato un nuovo impianto GVR a recupero per la produzione di vapore senza l'utilizzo di combustibili fossili realizzato presso lo stabilimento delle Acciaierie Speciali di Terni.

Un intervento innovativo di efficienza energetica, unico in Italia, progettato e realizzato da Avvenia The Energy Innovator S.r.l. (ATEI), che permette di incrementare le performance qualitative e ambientali nella produzione: con il nuovo impianto AST è in grado di produrre fino al 70% del vapore necessario alla produzione dell'acciaio inox senza utilizzare il combustibile fossile, con minori emissioni di CO2 in atmosfera per 30 mila tonnellate annue.

I lavori, compiuti senza alcun fermo della produzione in tempi record, hanno impegnato un centinaio tra ingegneri e tecnici specializzati coordinati da ATEI, coinvolgendo anche imprese locali, per un investimento complessivo di 4 milioni di euro.

Attivazione di un drone per l'assesment energetico promosso e gestito all'interno del "Piano di Innovazione".

Il progetto prevede la realizzazione di valutazioni 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).

Il progetto consentirà migliori tempi di esecuzione delle diagnosi energetiche, soprattutto in fase di post-elaborazione, automatizzando il processo di reporting e l'individuazione di guasti e dei relativi possibili interventi. Opportunità di individuare interventi "nascosti" difficilmente individuabili con i normali metodi di ispezione e, conseguentemente, incrementare la pipeline di progetti. Infine, possibilità di utilizzare lo strumento diagnostico in sinergia con altre aree di business, (ad esempio su impianti PV e su impianti di rete).

efficienza energetica

MEMORANDUM OF UNDERSTANDING TRA TERNA E FCA

MEMORANDUM OF UNDERSTANDING TRA TERNA E ANSALDO ENERGIA

REALIZZAZIONE IMPIANTO DI COGENERAZIONE

REALIZZAZIONE IMPIANTO PER LA PRODUZIONE DI VAPORE SENZA UTILIZZO DI COMBUSTIBILI FOSSILI

DRONE PER L'ASSESMENT ENERGETICO

CENTRO DI CONTROLLO ANR

manutenzione

MANUTENZIONE IMPIANTI DI TERZI

Implementazione di una piattaforma capace di acquisire, elaborare e processare informazioni provenienti dagli asset gestiti da Terna in ambito Energy Solutions, ottimizzandone performance e processi manutentivi. La piattaforma di monitoraggio modulo FTV è stata sviluppata nel corso del 2019 giungendo ad una prima delivery del prodotto (funzionalità base ed avanzate) nel mese di novembre.

Oltre a rispondere ad adempimenti contrattuali, il sistema permetterà l'ottimizzazione delle performance e dei processi manutentivi.

Il sistema consentirà un costante monitoraggio, da remoto, dello stato degli impianti con diagnostica e KPI sintetici e darà la 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.

SOTTOSTAZIONI ELETTRICHE engineering

EPC - ENGINEERING, PROCUREMENT AND CONSTRUCTION

Progettazione e realizzazione di due Sottostazioni Elettriche AT/MT e della Linea di Connessione alla futura SE ed alla RTN degli impianti Fotovoltaici denominati "Cilea" e "Tosti", sito nel Comune di Civita Castellana (VT) e della Sottostazione Elettrica Utente AT/MT e della Linea di Connessione, per collegare alla SE Rumianca ed alla RTN 8 Impianti Fotovoltaici localizzati in area industriale nei comuni di Assemini e Uta, per il cliente Macchiareddu Energy. Gli impianti sono in fase di completamento.

La realizzazione degli impianti permetterà di sfruttare il posizionamento ed il know-how di Terna per la realizzazione della SE AT/MT e della linea di connessione alla futura SE ed alla RTN, sviluppando servizi avanzati per le fonti rinnovabili.

ACCORDO QUADRO CON RFI Accordo Quadro con RFI (Dicembre 2018) per "Progettazione, fornitura, posa in opera, certificazione e messa in servizio delle Apparecchiature di Misura (AdM)".

Nel corso del 2019 è stata condivisa la programmazione degli interventi 2020 e sono state avviate le attività di progettazione, procurement e sopralluoghi in sito per la realizzazione degli interventi previsti.

Tali attività consentiranno di 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, e di utilizzare le competenze distintive del Gruppo a favore di un partner strategico.

SMART ISLAND

Realizzazione di interventi infrastrutturali sostenibili ed a bassissimo impatto ambientale a favore della transizione energetica delle isole minori non interconnesse. Complessivamente tali interventi, oltre a minimizzare gli impatti della generazione tradizionale sulla popolazione locale, permetteranno alle isole di catturare tutti i benefici derivanti da una transizione energetica verso forme più sostenibili, migliorandone al contempo la qualità del servizio elettrico.

Per il Gruppo Terna questi interventi consentiranno l'accrescimento del know-how sulla realizzazione e l'esercizio di sistemi ibridi off-grid, sulla gestione dei flussi energetici e sullo sviluppo e testing di servizi di rete innovativi. Permetterà inoltre la 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.

• La Smart Island "Progetto Giannutri", costruita e collaudata nel corso del 2018, si configura come il primo vero progetto in Italia con l'obbiettivo 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".

Il collaudo finale, in presenza dei tecnici del cliente, è stato effettuato con esito positivo a Novembre 2019. Dal momento della sua messa in esercizio, prevista nel primo trimestre 2020, esso contribuirà al bilancio energetico dell'isola consentendo, nelle ore centrali della giornata (in condizioni di basso carico ed alta insolazione) il funzionamento della rete isolana senza l'ausilio della generazione tradizionale permettendo a Giannutri di diventare 100% rinnovabile.

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 corso del 2019 si è provveduto alla condivisione di un nuovo accordo tra Terna Energy Solutions e SMEDE (in fase di sottoscrizione) per le attività di progettazione e supporto all'iter autorizzativo degli impianti FV per i quali sono state inoltre individuate alcune aree industriali disponibili per lo sviluppo.
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. 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 in materia di copertura del fabbisogno delle isole minori.

smart island

SMART ISLAND "PROGETTO GIANNUTRI"

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 del rilascio dell'esenzione, si impegnino a finanziare le infrastrutture di interconnessione, affidando a Terna con apposito mandato la realizzazione e l'esercizio delle interconnessioni.

Sono previsti complessivamente n. 5 Interconnector con le frontiere di Montenegro (progetto completato a Dicembre 2019), Francia (in fase avanzata di realizzazione), Austria (progetto autorizzato), Svizzera e Slovenia (in corso di autorizzazione).

Progetto Interconnector Italia - Montenegro

Il 28 Dicembre 2019 è entrato in esercizio commerciale il primo modulo della 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 complessiva pari a circa 445 km, che ha consentito di realizzare una capacità di interconnessione tra Italia e Montenegro di 600 MW, di cui 200 MW disponibili in esenzione ai finanziatori privati selezionati ai sensi della L. 99/09.

In attuazione della legge 99/2009, in data 17 dicembre 2019 il Gruppo Terna e il Consorzio Interconnector Energy Italia S.C.p.A., che raggruppa i finanziatori privati assegnatari di capacità sulla frontiera Italia-Montenegro, hanno pertanto sottoscritto i contratti di mandato per la realizzazione (EPC) e per l'esercizio e manutenzione (O&M) dell'interconnector. La sottoscrizione dei contratti di mandato è avvenuta alla stipula dell'Accordo Quadro, con cui la società Monita Interconnector S.r.l. è stata ceduta dal Gruppo Terna ai finanziatori privati.

Il 18 Settembre 2019 la società veicolo Monita Interconnector S.r.l. aveva ricevuto dal MiSE la notifica del provvedimento di esenzione (per una capacità di 200 MW e una durata di 10 anni), tenuto conto del parere positivo rilasciato il 25 giugno 2019 dalla ARERA (Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente).

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La nuova interconnessione in corrente continua Piossasco (IT) - Grande Ile (FR), prevede un incremento di 1200 MW della capacità di interconnessione tra Italia e Francia, che passerà dai circa 3 GW attuali a oltre 4 GW.

Il Gruppo Terna ha proseguito le attività di realizzazione della linea privata, in attuazione della L. 99/09, per conto della società Piemonte Savoia S.r.l. (Pi.Sa.), ceduta il 4 luglio del 2017 ai finanziatori privati selezionati ai sensi della stessa Legge.

Con riferimento alle attività realizzative in corso, a dicembre 2019 sono stati completati lungo le pertinenze autostradali in A32 (Tratte Alta e Bassa) circa 35,6 km di OOCC e posati 29,1 km di cavo. Per quanto riguarda la tratta Media, a dicembre 2019 sono stati posati circa 24,4 km di cavo e realizzati circa 21,6 km di OOCC. Inoltre, con riferimento alla tratta nella galleria del Frejus, a dicembre 2019 sono state completate le attività di posa cavo delle tratte interne la galleria. Si ricorda infine che, per quanto attiene la tratta extra-SITAF (Società Italiana per il traforo autostradale del Frejus), i lavori per le opere civili (OOCC) e la posa del cavo per l'intera tratta erano già stati completati a fine agosto 2018.

Per quanto concerne la Stazione di Conversione di Piossasco, a fine 2019 risultano completati gli edifici principali e l'installazione delle principali apparecchiature di Alta Tensione. Inoltre, è stata completata l'installazione delle apparecchiature in sala DC e delle valvole. Sono state infine completate le produzioni e l'installazione del convertitore, dei trasformatori di conversione e delle principali apparecchiature AC e DC.

Nel corso delle riunioni tenutesi presso la sede del MiSE nella prima parte del 2019, il MiSE ha:

rappresentato la necessità di finanziare la quota residua di 150 MW21 della potenza originariamente assegnata sulla frontiera francese ai Soggetti Selezionati;
richiesto lo spostamento di una quota della capacità in esenzione pari a 100 MW dalla frontiera montenegrina a quella francese;
confermato l'esigenza di procedere con la realizzazione della capacità complessivamente prevista (250 MW), utilizzando a tal fine l'altro modulo in corrente continua della Interconnessione Italia-Francia.

Progetto Interconnector Italia - Francia

²¹ Tale capacità residua deriva dal fatto che, in esecuzione di quanto stabilito dall'art. 32 della Legge 99/09:

^- sulla frontiera francese era stata complessivamente assegnata una potenza pari a 500 MW; - in data 6 aprile 2017, con riferimento a un modulo della costruenda interconnessione Italia-Francia, è stata

concessa alla società Pi.Sa. l'esenzione per una capacità pari a 350 MW.

Progetto Interconnector Italia - Austria	L'Interconnector Italia-Austria (progetto Reschenpass), 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.
	In data 18 aprile 2019, Terna ha ottenuto l'autorizzazione alla realizzazione ed esercizio del cavo 220 kV relativamente al tratto in territorio italiano compreso fra la stazione di Glorenza e il Passo Resia che, unitamente all'ampliamento della stazione di Glorenza e alle altre opere connesse, costituisce l'interconnector Italia - Austria previsto ai sensi della Legge n. 99/09. Per quanto riguarda la parte austriaca, tutte le autorizzazioni inerenti il progetto sono state ottenute dal gestore della rete austriaca nella seconda metà del 2019.
	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.
	Si ricorda che il 16 luglio 2018 è stata costituita dal Gruppo Terna la società veicolo Resia Interconnector S.r.l. (Resia) che, previo mandato dei finanziatori privati, predisporrà e presenterà la richiesta di esenzione dal diritto di accesso dei terzi per una capacità pari a 150 MW. Inoltre, il 1 Ottobre 2019 il Ministero dello Sviluppo Economico ha emesso il decreto di voltura in favore di Resia delle autorizzazioni relative all'Interconnector.
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.
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 Bericˇ evo (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.

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, a Legnano, Ospitaletto, Valdagno, Novara, Melegnano e Rodengo, e due società commerciali una negli Stati Uniti ed una in India. Lo stabilimento di Rodengo è dedicato al Service, mentre nel sito produttivo di Novara viene effettuata l'attività di avvolgeria, configurandosi come centro di servizio per tutti gli altri siti produttivi che producono indistintamente per i comparti Power e Industrial.

Gli ordini di trasformatori acquisiti nel 2019 sono pari a circa 120 milioni di euro, in linea con l'esercizio precedente. Sono in forte crescita gli ordini per il comparto Power (+19%), riconducibile principalmente all'aumento degli investimenti delle utilities in Europa.

Gli ordini di Service del 2019 sono pari a circa 13 milioni di euro, in crescita rispetto al 2018 (+16%) ed in linea con le previsioni.

Il carico delle fabbriche risulta quindi in leggera crescita rispetto alla fine del 2018.

Nel corso del 2019 il volume ed il valore di trasformatori nuovi progettati, realizzati e collaudati sono incrementati di circa il 7%, in linea con le previsioni.

Si segnala la costruzione, nel corso dell'esercizio, di un Phase Shifter Transformer (PST) e di un trasformatore da 400MVA per due utilities in Europa, mentre per il mondo industriale è stato progettata e prodotta una macchina da forno con applicata la tecnologia smart, frutto della ricerca in Tamini.

Grazie all'aumento dei volumi ed al migliore mix di portafoglio delle macchine in produzione, il margine lordo è in forte crescita rispetto al 2018.

Si conferma anche nel 2019 la forte crescita della produzione di trasformatori ad olio vegetale per il settore power. Sono infatti stati prodotti e collaudati con successo sei trasformatori con olio vegetale da 250 MVA costruiti nello stabilimento di Legnano. Inoltre, nel 2019 Tamini ha ricevuto due ordini per la progettazione e costruzione di trasformatori ad olio vegetale anche per uso industriale.

Risultati 2019

Trasformatori ad olio Vegetale

Ordinativi

Operazione di M&A 2020

BRUGG CABLES

Il 29 febbraio 2020, in attuazione dell'accordo preliminare siglato il 20 dicembre 2019, Terna ha acquisito il 90% di Brugg Kabel AG (Gruppo Brugg), uno dei principali operatori europei nel settore dei cavi terrestri, attivo nella progettazione, sviluppo, realizzazione, installazione e manutenzione di cavi elettrici di ogni tensione ed accessori per cavi ad alta tensione.

Il closing dell'operazione, che Terna ha finanziato con risorse proprie, è stato finalizzato per il tramite della controllata Terna Energy Solutions S.r.l.. Il controvalore preliminare per l'acquisto della partecipazione è pari a 25,8 milioni di CHF.

L'acquisizione di Brugg Kabel consentirà a Terna di dotarsi di un centro di eccellenza per la ricerca, lo sviluppo e il testing in una delle tecnologie core per il TSO, come quella dei cavi terrestri.

In particolare l'operazione rappresenta per Terna l'opportunità di integrare in tempi brevi competenze core, acquisendo una realtà che si caratterizza per:

Specializzazione su cavi a 150kV con standard in linea con quelli richiesti da Terna;
Capacità produttiva di cavi AT in linea con il fabbisogno Terna S.p.A.;
Know-how consolidato in oltre 120 anni di storia e ampiamente tesato da Terna;
Potenziali sinergie di rilievo con le Attività Non Regolate del Gruppo.

Si evidenzia che il Piano di Sviluppo di Terna, coerentemente con gli obiettivi di maggior sostenibilità e resilienza della rete di trasmissione nazionale, prevede il raddoppio del parco cavi terrestri nei prossimi 10 anni; ne consegue che lo sviluppo di competenze distintive nel settore dei cavi interrati a supporto delle attività di progettazione e realizzazione cavi, nonché di O&M, può rappresentare un punto cruciale nel futuro di Terna.

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Risultati economici delle Attività Non Regolate

La ripartizione dei risultati del Gruppo Terna per il settore delle Attività Non Regolate, riferiti agli esercizi 2019 e 2018, è dettagliata nel prospetto seguente22.

			(€/milioni)
	2019	2018	Δ
Ricavi Attività Non Regolate	211,7	194,9	16,8
Tamini	110,2	103,4	6,8
Connectivity	39,9	41,7	(1,8)
Energy Solutions	41,2	38,5	2,7
- EPC	19,1	14,9	4,2
- Efficienza Energetica	4,9	7,2	(2,3)
- O&M	17,2	16,4	0,8
Interconnector privato	18,4	9,0	9,4
Altro	2,0	2,3	(0,3)
Costi Attività Non Regolate	141,7	134,4	7,3
EBITDA Attività Non Regolate	70,0	60,5	9,5

L'EBITDA relativo alle Attività Non Regolate dell'esercizio 2019 pari a 70,0 milioni di euro, registra un incremento di 9,5 milioni di euro, per effetto sostanzialmente dei ricavi legati al progetto dell'Interconnector privato Italia-Montenegro.

I ricavi delle Attività Non Regolate registrano un incremento pari a 16,8 milioni di euro, derivante oltre che dall'apporto del suddetto Interconnector privato Italia-Montenegro (11,1 milioni di euro), dai seguenti fenomeni:

maggiori ricavi del Gruppo Tamini (+6,8 milioni di euro) per la crescita dei volumi e del valore dei trasformatori realizzati nel 2019;
maggiori ricavi nell'ambito delle Energy Solutions (+2,7 milioni di euro), principalmente per effetto della commessa avviata nel 2019 per l'installazione di gruppi di misura per Rete Ferroviaria Italiana - RFI (+10,9 milioni di euro), in parte compensata dalle maggiori commesse in corso nell'esercizio precedente (-6,2 milioni di euro, essenzialmente per la realizzazione di due stazioni elettriche nelle regioni Lazio e Sardegna per un cliente terzo, in fase di completamento nel 2019) e dal bargain generato nel 2018 dall'acquisizione di Avvenia The Energy Innovator S.r.l. (-2,4 milioni di euro).

²² 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 2020-2024.

l'incremento dell'EBITDA delle Attività Non Regolate 9,5 €/mln

Attività all'estero

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.

Tra le priorità strategiche per Terna in ambito internazionale:

Europa: rafforzare presenza di presidio, di monitoraggio opportunità M&A e sviluppo di progetti di interconnessione merchant;
LatAm: completare i progetti in corso in Brasile e Perù ed esercire i progetti realizzati in Brasile e Uruguay, consolidando il posizionamento nei Paesi di interesse;
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;

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;

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;

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

INIZIATIVE IN CORSO IN SUDAMERICA

Sono state completate le attività relative alla realizzazione della linea di trasmissione a 500 kV "Melo -Tacuarembò", della lunghezza di 213 km e dal 24 ottobre 2019 la linea è in esercizio.

La linea è di prioritaria importanza per il sistema elettrico di trasmissione uruguagio in particolare per la chiusura dell'anello a 500 kV e funzionale all'incremento della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili.

Nel 2019 sono continuate le attività di esercizio e manutenzione della linea Santa Maria Transmissora de Energia (SMTE), nello stato di Rio Grande do Sul. La linea, realizzata per il 77% con strutture strallate monostelo a basso impatto ambientale, è entrata in esercizio commerciale il 3 ottobre 2018.

La concessione Santa Lucia Transmissora de Energia (SLTE), nello stato del Mato Grosso, è entrata in esercizio commerciale in data 30 aprile 2019 e sono attualmente in corso le attività di esercizio e manutenzione. La linea è stata realizzata per il 75% con strutture strallate monostelo a basso impatto ambientale.

Ad aprile 2019 è stato siglato un accordo preliminare con Construtora Quebec per l'acquisizione di due nuove concessioni per la costruzione di linee elettriche in Brasile. La società realizzerà infrastrutture elettriche nello Stato del Minas Gerais per incrementare l'efficienza, la sicurezza e la sostenibilità delle reti locali e favorire la piena integrazione delle fonti rinnovabili.

In data 11 novembre è stato firmato il closing con cui si è conseguita l'acquisizione di una quota pari al 75% della società per azioni di diritto brasiliano SPE Transmissora de energia Linha Verde II S.A., la prima delle due società oggetto della transazione, titolare di una delle due concessioni per la realizzazione di un'infrastruttura elettrica a 500 kV lunga circa 190 km. Il closing della seconda concessione è atteso nel primo trimestre del 2020. L'accordo prevede per il Gruppo Terna lo sviluppo, la costruzione e la gestione degli asset, con affidamento a Construtora Quebec delle attività EPC. Il valore dell'operazione, che comprende i costi di sviluppo e di realizzazione delle opere, è di circa 60 milioni USD e sarà finanziato in gran parte attraverso un'operazione di project financing.

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

Nel corso del 2019 è stata sostanzialmente completata l'attività relativa all'ottenimento delle servitù ed è stata avviata la costruzione e il montaggio delle torri. È stato completato il procurement per i materiali della linea di trasmissione.

Il completamento del progetto è previsto entro la fine del 2020.

Risultati economici delle Attività all'estero

La ripartizione dei risultati del Gruppo Terna per l'area di business Internazionale, riferita agli esercizi 2019 e 2018, è dettagliata nel prospetto seguente23.

Si precisa che i "Ricavi Attività all'estero" includono direttamente il margine delle attività in concessione in corso di realizzazione all'estero; relativamente alle iniziative in esercizio, i relativi costi di esercizio e manutenzione, unitamente agli altri costi operativi, sono classificati nella voce "Costi Attività all'estero".

		(€/milioni)
	2019	2018	Δ
Ricavi Attività all'estero	28,4	12,5	15,9
Costi Attività all'estero	14,7	8,9	5,8
EBITDA Attività all'estero	13,7	3,6	10,1

L'EBITDA relativo alle Attività all'estero del 2019 è pari a 13,7 milioni di euro e mostra in incremento di 10,1 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente principalmente per gli effetti delle attività in concessione in Brasile pienamente entrate in esercizio (+6,5 milioni di euro) a partire da ottobre 2018 e aprile 2019 e della commessa conclusa in Uruguay per la realizzazione della linea "Melo-Tacuarembò" (+4,6 milioni di euro).

²³ 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 2020-2024.

Al centro della transizione energetica | Il nuovo contesto di riferimento | La strategia e il business del Gruppo | Le performance | Allegati

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 con particolare prudenza 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 confermata nel corso del 2019 tramite l'emissione di due obbligazioni green per un totale di 750 milioni di Euro, destinate 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.

Ad aprile, inoltre, è stata firmata la seconda Revolving Credit Facility legata a indici di sostenibilità: anche questa linea, di importo pari a 1,5 miliardi di Euro, presenta un meccanismo di premio/penalità legato al raggiungimento di specifici obiettivi ambientali, sociali e di governance ("ESG").

L'indebitamento è illustrato dettagliatamente nel paragrafo "Performance economiche, finanziarie e patrimoniali 2019 del Gruppo Terna".

GESTIONE DEI RISCHI

Terna adotta un approccio dinamico alla gestione dei diversi rischi finanziari, quali quelli di mercato (rischio di tasso di interesse, di cambio e rischio 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 rendano queste ultime inadatte o eccessivamente onerose.

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

Finanza sostenibile

gestione rischi

Rischio di mercato, di liquidità e di credito

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

il 19 novembre 2019 è stato firmato un accordo tra Terna e la Banca Europea per gli Investimenti (BEI) per un finanziamento da 490 milioni di euro a sostegno di investimenti per migliorare l'affidabilità e la qualità della rete elettrica. Per la prima volta nella storia dei rapporti fra Terna e la Banca, il finanziamento è dedicato agli "investimenti di rinnovo": la sostituzione di asset e singoli componenti, adottando le più moderne soluzioni in termini di miglior ecocompatibilità con l'ambiente ospitante. Il prestito, caratterizzato da durata più lunga e costi più competitivi rispetto a quelli di mercato, rientra nella politica di ottimizzazione della struttura finanziaria di Terna e nei principali filoni di finanziamento della BEI nel campo energetico e ambientale. L'accordo prevede l'erogazione di due tranche a tasso fisso, ognuna con durata pari a circa 22 anni. La prima con erogazione prevista a giugno 2020 per un ammontare di 147 milioni di euro a tasso fisso pari a 0,717%; la seconda, con erogazione prevista a marzo 2021 per un ammontare di 343 milioni di euro, con tasso fisso pari a 0,78%.
Il 18 luglio 2019 è stata lanciata un'emissione obbligazionaria in Euro destinata a investitori istituzionali. L'emissione, che ha ottenuto grande favore da parte del mercato con una richiesta di circa 4 volte l'offerta, è stata realizzata nell'ambito del Programma EMTN e ammonta a 500 milioni di Euro. Il bond ha una durata pari a 6 anni e scadenza in data 25 Luglio 2025, pagherà una cedola pari a 0,125%, la più bassa per un'obbligazione di una corporate italiana con durata sopra i 5 anni, sarà emesso a un prezzo pari a 99,245, con uno spread di 45 punti base rispetto al midswap e uno spread indicativo più basso di circa 70 bps rispetto al Btp di pari durata al momento del pricing. Il costo effettivo per Terna dell'emissione risulta, quindi, pari a 0,25%.
Il 23 aprile 2019 è stata sottoscritta una ESG linked Revolving Credit Facility di back-up, nella forma di linea "committed" per un ammontare complessivo di 1,5 miliardi di euro con un pool di banche formato da Banca IMI, BNP Paribas, Cassa Depositi e Presititi, Santander, SMBC e Unicredit. Sono state contestualmente cancellate due linee di credito di back-up di importo pari a 1,3 miliardi di euro in scadenza nel 2020 e nel 2021. La durata è pari a 5 anni e l'ammontare a disposizione è utilizzabile per esigenze di gestione ordinaria. Il tasso di interesse è indicizzato all'EURIBOR maggiorato di un margine iniziale pari a 0,65% (variabile tra lo 0,60% e 1,45% in base al rating di Terna). L'operazione rafforza l'integrazione degli obiettivi di sostenibilità della strategia di business attraverso un meccanismo premio/penalità legato agli indicatori ESG.
Il 3 aprile 2019 Terna ha lanciato un'emissione obbligazionaria green in Euro destinata a investitori istituzionali. 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 al momento del pricing. Il costo effettivo per Terna dell'emissione risulta pari a 1,02%. I proventi netti dell'emissione saranno utilizzati per finanziare i c.d. eligible green projects della società.
Il 15 gennaio 2019 Terna ha aderito 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.
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. 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.

RATING

	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	28 marzo 2019
Scope	S-1	A-	Stabile	17 maggio 2019
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	7 febbraio 2020
Scope	S-2	BBB+	Stabile	7 dicembre 2018

Nel corso del 2019 le agenzie di rating (Standard & Poor's, Moody's e Fitch) hanno mantenuto invariati i rating della società: i rating di lungo termine di Terna (BBB+ (Negativo) per S&P, Baa2 (Stabile) per Moody's e BBB+ (Stabile) per Fitch) continuano ad essere un notch al di sopra di quelli della Repubblica Italiana.

Inoltre, nel mese di maggio del 2019, l'agenzia di rating Scope Ratings AG (Scope) ha assegnato a Terna un rating di lungo termine pari ad "A-", con Outlook Stabile, risultando più favorevole rispetto a quelli emessi dalle altre agenzie. Il rating assegnato da Scope conferma la solidità della struttura finanziaria e patrimoniale di Terna e riconosce il forte impegno del Gruppo nell'integrazione della sostenibilità nella strategia di business come leva strategica per la creazione di valore.

Resilienza

L'aumento della frequenza di eventi meteo critici rende necessario l'incremento della capacità di resistenza del sistema elettrico.

La crescente intensità e severità degli eventi metereologici estremi strettamente connessa al surriscaldamento globale genera infatti, a cascata, una più alta probabilità di danni significativi per le infrastrutture del paese, comprese quelle di trasmissione elettrica. Servono quindi investimenti sulla rete, che dev'essere in grado di resistere a sollecitazioni crescenti e, in caso di disservizi che derivano da eventi estremi, servono interventi per gestire l'emergenza e ripristinare le normali condizioni di funzionamento in tempi rapidi.

Sicurezza Adeguatezza Qualità del servizio Resilienza Efficienza

Performance economiche, finanziarie e patrimoniali 2019
del Gruppo Terna	122
Il Titolo Terna	134
Terna S.p.A.	136

4 Le performance

Performance

economiche, finanziarie e patrimoniali 2019 del Gruppo Terna

Premessa

La Relazione Finanziaria Annuale 2019 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 2019 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. Successivamente alla data di approvazione della presente Relazione, la Società, in considerazione dell'emergenza sanitaria in corso connessa all'epidemia di Covid-19 e tenuto conto delle previsioni normative emanate per il contenimento del contagio, ha comunicato al mercato una nuova data dell'assemblea di TERNA S.p.A., fissandola al 18 maggio 2020.

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 2018, fatta eccezione per l'applicazione del nuovo principio contabile IFRS 16 - Lease, in vigore dal primo gennaio 2019, che disciplina la contabilizzazione dei contratti di leasing. Il principio è stato applicato secondo l'approccio retrospettico modificato, valutando prospetticamente alla data di prima applicazione le attività e passività relative ai contratti di leasing, senza modificare i saldi dell'esercizio comparativo.

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 2019.

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 tenuto conto dell'entrata in vigore dei nuovi principi contabili internazionali alcuni saldi comparativi patrimoniali sono stati riclassificati al fine di una migliore esposizione, senza modificare il risultato comparativo.

Area di consolidamento

Di seguito le variazioni alla struttura del Gruppo rispetto alla situazione al 31 dicembre 2018:

il 15 febbraio 2019, è stata costituita la società PI.SA.2 S.r.l., interamente partecipata da Terna S.p.A., a seguito della rimodulazione del perimetro regolato dell'interconnessione Italia-Francia;
il 6 agosto 2019 è stata costituita la società Terna 4 Chacas S.A.C., il cui capitale è detenuto al 99,99999% da Terna Plus S.r.l. e per la restante parte da Terna Chile S.p.A., facendo seguito all'accordo siglato nel 2016 per avviare i lavori di realizzazione di una nuova linea elettrica di 16 km in Perù;
l'11 novembre 2019 Terna, tramite la sua controllata Terna Plus, ha perfezionato l'operazione con Construtora Quebec per l'acquisizione di una quota pari al 75% della società per azioni di diritto brasiliano SPE Transmissora de energia Linha Verde II S.A., la prima delle due società oggetto della transazione, titolare di una delle due concessioni per la realizzazione di un'infrastruttura elettrica a 500 kV lunga circa 190 km;
il 17 dicembre 2019 si è conclusa la cessione della società Monita Interconnector s.r.l. a Interconnector Energy Italia s.c.p.a., con il quale sono stati sottoscritti gli accordi per la realizzazione e l'esercizio della parte privata del progetto di interconnessione elettrica in corrente continua tra Italia e Montenegro.

Conto economico riclassificato del Gruppo

I risultati economici dell'esercizio 2019 del Gruppo Terna, raffrontati con l'esercizio precedente, sono sintetizzati nel seguente prospetto di Conto economico gestionale, ottenuto riclassificando i dati esposti nel Conto economico consolidato.

				(€/milioni)
	2019	2018	Δ	Δ%
TOTALE RICAVI	2.295,1	2.197,0	98,1	4,5%
- Ricavi Attività Regolate	2.055,0	1.989,6	65,4	3,3%
di cui Ricavi di costruzione attività in concessione	27,6	25,5	2,1	8,2%
- Ricavi Attività Non Regolate	211,7	194,9	16,8	8,6%
- Ricavi Attività all'estero	28,4	12,5	15,9	127,2%
TOTALE COSTI OPERATIVI	553,9	546,4	7,5	1,4%
- Costo del personale	251,6	238,8	12,8	5,4%
- Servizi e godimento beni di terzi	171,8	176,5	(4,7)	(2,7%)
- Materiali	86,2	77,9	8,3	10,7%
- Altri costi	16,1	22,6	(6,5)	(28,8%)
- Qualità del servizio	0,6	5,1	(4,5)	(88,2%)
- Costi di costruzione attività in concessione	27,6	25,5	2,1	8,2%
MARGINE OPERATIVO LORDO (EBITDA)	1.741,2	1.650,6	90,6	5,5%
- Ammortamenti e svalutazioni	586,1	554,1	32,0	5,8%
RISULTATO OPERATIVO (EBIT)	1.155,1	1.096,5	58,6	5,3%
- Proventi/(Oneri) finanziari netti	(77,7)	(88,8)	11,1	(12,5%)
RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE	1.077,4	1.007,7	69,7	6,9%
- Imposte sul risultato dell'esercizio	313,5	296,1	17,4	5,9%
UTILE NETTO DELL'ESERCIZIO	763,9	711,6	52,3	7,3%
- Quota di pertinenza dei Terzi	6,6	5,0	1,6	32,0%
UTILE NETTO DI GRUPPO DELL'ESERCIZIO	757,3	706,6	50,7	7,2%

			(€/milioni)

EBITDA PER SETTORE	2019	2018	Δ
Attività Regolate	1.657,5	1.586,5	71,0
Attività Non Regolate	70,0	60,5	9,5
Attività all'estero	13,7	3,6	10,1
EBITDA	1.741,2	1.650,6	90,6

Il Margine Operativo Lordo (EBITDA) dell'esercizio si attesta a 1.741,2 milioni di euro, in crescita di 90,6 milioni di euro rispetto ai 1.650,6 milioni di euro del 2018, principalmente per un migliore risultato delle Attività Regolate.

RICAVI

€/MLN

2.197

+6%

2017 2018 2019

2.295

2.163

EBITDA €/MLN

	+9%
1.604	1.651	1.741



2017	2018	2019

I ricavi

			(€/milioni)
ATTIVITÀ REGOLATE	2019	2018	Δ
Ricavi tariffari	1.973,1	1.932,2	40,9
Altri ricavi regolati	54,3	31,9	22,4
Ricavi da costruzione attività in concessione in Italia	27,6	25,5	2,1
TOTALE	2.055,0	1.989,6	65,4

In particolare, i ricavi delle Attività Regolate registrano un incremento pari a 65,4 milioni di euro, imputabile principalmente all'impatto sui ricavi tariffari dell'adeguamento del tasso di remunerazione del capitale investito (WACC) e dell'incremento del perimetro degli asset regolati (RAB) e ai maggiori ricavi derivanti dal meccanismo di incentivazione della qualità del servizio - ENSR (essenzialmente per la definizione della performance 2018 e per la valorizzazione della performance 2019, considerata la stima dei risultati complessivamente attesi nel periodo di regolazione 2016-2020).

			(€/milioni)
ATTIVITÀ NON REGOLATE	2019	2018	Δ
Tamini	110,2	103,4	6,8
Servizi per terzi (TLC, Energy solutions, Altro)	83,1	82,5	0,6
Interconnector privato	18,4	9,0	9,4
TOTALE	211,7	194,9	16,8

L'aumento dei ricavi delle Attività Non Regolate, pari a 16,8 milioni di euro, riflette prevalentemente i ricavi legati al progetto dell'Interconnector privato Italia-Montenegro (11,1 milioni di euro) e al miglioramento dei risultati del Gruppo Tamini (+6,8 milioni di euro).

			(€/milioni)
ATTIVITÀ ALL'ESTERO	2019	2018	Δ
America Latina	28,1	10,9	17,2
Altro	0,3	1,6	(1,3)
TOTALE	28,4	12,5	15,9

Nell'ambito dell'area di business all'Estero i ricavi mostrano un incremento pari a 15,9 milioni di euro che riflette i risultati delle attività in concessione in Brasile pienamente entrate in esercizio (+12,7 milioni di euro) e alla commessa per la realizzazione della linea in Uruguay (+4,6 milioni di euro) entrata in esercizio.

I costi

I costi operativi rilevano un incremento di 7,5 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: +12,8 milioni di euro, sostanzialmente derivante dall'incremento della consistenza del personale, a seguito del programma di rafforzamento delle strutture avviato già a partire dal 2018, per far fronte alle maggiori attività realizzative;
Servizi e godimento beni di terzi: -4,7 milioni di euro, relativi prevalentemente alla riesposizione dei costi per affitti e noleggi in accordo con le disposizioni dell'IFRS 16;
Materiali: +8,3 milioni di euro, principalmente per lo svolgimento delle attività inerenti la nuova commessa verso Rete Ferroviaria Italiana (formalizzata a dicembre 2018) per l'installazione di Gruppi di Misura;
Qualità del servizio: -4,5 milioni di euro, in particolare per effetto degli eventi di disalimentazione e interruttivi occorsi nel 2018;
Altri costi: -6,5 milioni di euro, sostanzialmente per effetto dell'adeguamento dei fondi rischi del Gruppo.

La voce ammortamenti e svalutazioni dell'esercizio, pari a 586,1 milioni di euro, cresce di 32 milioni di euro rispetto al 2018, principalmente per l'entrata in esercizio di nuovi impianti. Rilevano inoltre gli ammortamenti relativi ai contratti che rientrano nell'ambito di applicazione dell'IFRS 16 (6,7 milioni di euro) e le maggiori svalutazioni di asset dell'esercizio precedente (-11,1 mln di euro).

Il Risultato Operativo (EBIT), dopo aver scontato gli ammortamenti e le svalutazioni, si attesta a 1.155,1 milioni di euro, rispetto ai 1.096,5 milioni di euro del 2018 (+5,3%).

Gli oneri finanziari netti dell'esercizio, pari a 77,7 milioni di euro, rilevano un decremento di 11,1 milioni di euro rispetto agli 88,8 milioni di euro del 2018, dovuto principalmente alla stagionalità dell'inflazione, al maggior rendimento della liquidità e delle attività finanziarie a breve termine e alla riduzione dei tassi a breve termine.

A valle degli oneri finanziari netti, il risultato ante imposte si attesta a 1.077,4 milioni di euro, in aumento di 69,7 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente (+6,9%).

Le imposte sul reddito a carico dell'esercizio sono pari a 313,5 milioni di euro e si incrementano rispetto all'esercizio precedente di 17,4 milioni di euro (+5,9%), essenzialmente per effetto del maggior risultato prima delle imposte; il tax rate dell'esercizio si attesta al 29,1%, sostanzialmente in linea all'esercizio precedente (29,4% del 2018).

L'utile netto dell'esercizio raggiunge i 763,9 milioni di euro, in crescita di 52,3 milioni di euro (+7,3%) rispetto ai 711,6 milioni di euro del 2018.

L'utile netto di Gruppo dell'esercizio (esclusa quindi la quota di pertinenza dei terzi) si attesta a 757,3 milioni di euro, in crescita di 50,7 milioni di euro (+7,2%) rispetto ai 706,6 milioni di euro del 2018.

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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 1.491,1 milioni di euro, che ha permesso di finanziare gran parte del fabbisogno complessivo legato alle attività di investimento (1.264,1 milioni di euro) e alla remunerazione del capitale proprio (586,2 milioni di euro, di cui 479,7 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 8.258,6 milioni di euro, rispetto ai 7.899,4 milioni di euro del 2018 (+359,2 milioni di euro).

		(€/milioni)
	CASH FLOW 2019	CASH FLOW 2018
- Utile Netto dell'esercizio	763,9	711,6
- Ammortamenti e svalutazioni	586,1	554,1
- Variazioni nette dei fondi	(97,3)	(48,3)
- Perdite (Utili) su dismissioni cespiti nette	(12,9)	(3,5)
Autofinanziamento (Operating Cash Flow)	1.239,8	1.213,9
- Variazione del capitale circolante netto	386,2	336,6
- Altre variazioni delle Immobilizzazioni materiali e immateriali	46,8	36,0
- Variazione delle Partecipazioni	(3,3)	1,7
- Variazione delle attività finanziarie	(178,4)	(113,7)
Flusso di cassa delle attività operative (Cash Flow from Operating Activities)	1.491,1	1.474,5
- Investimenti complessivi	(1.264,1)	(1.091,1)
Flusso di cassa disponibile (Free Cash Flow)	227,0	383,4
- Dividendi agli azionisti della Capogruppo	(479,7)	(451,1)
- Riserva di patrimonio netto cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale e altri movimenti del patrimonio netto di Gruppo	(106,5)	(39,6)
- Altri movimenti patrimonio netto delle minoranze	-	4,3
Variazione indebitamento finanziario netto	(359,2)	(103,0)

VARIAZIONE DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO (milioni di euro)

Situazione patrimoniale-finanziaria riclassificata del Gruppo

La Situazione patrimoniale-finanziaria del Gruppo Terna al 31 dicembre 2019 e al 31 dicembre 2018 è sintetizzata nel seguente prospetto, ottenuto riclassificando i dati esposti nel Prospetto della Situazione patrimoniale-finanziaria consolidata.

			(€/milioni)
	AL 31.12.2019	AL 31.12.2018	Δ
Totale Immobilizzazioni Nette	14.908,5	14.083,6	824,9
- Attività immateriali e avviamento	542,7	519,4	23,3
- Immobili, impianti e macchinari	13.864,2	13.244,3	619,9
- Attività finanziarie	501,6	319,9	181,7
Totale Capitale Circolante Netto	(2.207,8)	(1.822,5)	(385,3)
- Debiti netti partite energia passanti	(575,8)	(777,6)	201,8
- Crediti netti partite energia a margine	320,4	313,9	6,5
- Debiti netti commerciali	(899,1)	(908,9)	9,8
- Debiti tributari netti	(5,3)	50,9	(56,2)
- Altre passività nette	(1.048,0)	(500,8)	(547,2)
Capitale Investito lordo	12.700,7	12.261,1	439,6
Fondi diversi	(210,2)	(307,5)	97,3
CAPITALE INVESTITO NETTO	12.490,5	11.953,6	536,9
Patrimonio netto di Gruppo	4.190,3	4.019,2	171,1
Patrimonio netto di Terzi	41,6	35,0	6,6
Indebitamento finanziario netto	8.258,6	7.899,4	359,2
TOTALE	12.490,5	11.953,6	536,9

L'incremento delle immobilizzazioni nette pari a 824,9 milioni di euro, rispetto ai valori del 31 dicembre 2018, è attribuibile prevalentemente all'effetto combinato di:

investimenti complessivi per 1.264,1 milioni di euro, dettagliati nel seguito;
maggiori attività finanziarie per 181,7 milioni di euro, sostanzialmente imputabili alla rilevazione dei depositi versati dagli operatori che partecipano al mercato della capacità ex Del.98/2011/R/eel24 e successive modifiche e integrazioni (142,6 milioni di euro), all'incremento del Fondo garanzia Interconnector, istituito per la realizzazione delle opere di interconnessione di cui all'art. 32 della Legge 99/09 (+22,1 milioni di euro) e delle attività realizzative dell'esercizio sulle infrastrutture in concessione in Brasile (+12,6 milioni di euro);
ammortamenti dell'esercizio pari a 584,7 milioni di euro;
altri movimenti dell'esercizio per -27,3 milioni di euro, che includono in particolare i contributi in conto impianti (prevalentemente per progetti finanziati dal MISE/UE); i disinvestimenti e le svalutazioni ammontano a -9 milioni di euro.

Gli investimenti complessivi realizzati dal Gruppo Terna nel 2019, pari a 1.264,1 milioni di euro, sono in crescita del 15,9% rispetto agli 1.091,1 milioni di euro dell'esercizio 2018.

²⁴ La disciplina del sistema di remunerazione della disponibilità di capacità produttiva è stata approvata con DM del 28/06/2019. I depositi sono stati versati dagli operatori assegnatari in esito alle procedure concorsuali organizzate da Terna il 6 e 28 novembre 2019; essi sono a garanzia dell'intero mercato della capacità a valere dal 2022, la cui di finalità è di assicurare il raggiungimento ed il mantenimento dell'adeguatezza del sistema elettrico nazionale, tale da soddisfare strutturalmente i consumi attesi di energia elettrica più i margini di riserva di potenza necessari a rispettare prefissati livelli di sicurezza e qualità del servizio.

Per quanto concerne gli investimenti effettuati sulla RTN nel corso del 2019, nel grafico seguente sono rappresentati i principali interventi:

PRINCIPALI INVESTIMENTI* (milioni di euro)

* Importi comprensivi di Oneri Finanziari.

La quota degli investimenti Non Regolati è pari a 104,4 milioni di euro, relativa principalmente alla parte privata delle interconnessioni Italia-Francia e Italia-Montenegro.

Il Capitale Circolante Netto si attesta a -2.207,8 milioni di euro e nel corso dell'esercizio ha generato liquidità per 385,3 milioni di euro rispetto all'esercizio 2018, riconducibili all'effetto congiunto di:

Liquidità generata

Aumento delle altre passività nette pari a 547,2 milioni di euro, riferibile prevalentemente all'incremento degli anticipi ricevuti dai soggetti finanziatori degli Interconnector privati Italia-Montenegro e Italia-Francia (complessivamente +302,8 milioni di euro), all'incremento dei depositi cauzionali ricevuti dagli operatori che partecipano al mercato della capacità e dagli operatori del mercato elettrico a garanzia degli obblighi assunti sui contratti di dispacciamento e di interconnessione virtuale (+142,6 milioni di euro e +39,9 milioni di euro, rispettivamente). Rileva altresì l'aumento del fondo garanzia Interconnessioni istituito in capo a Terna S.p.A. previsto dalla Legge di Stabilità 2016 (+21,9 milioni di euro) e i maggiori debiti rilevati nell'esercizio per le competenze da erogare in seguito all'adesione dei dipendenti al piano di ricambio generazionale;
incremento dei debiti tributari netti per 56,2 milioni di euro imputabile principalmente all'aumento della posizione debitoria del Gruppo verso l'erario per IVA (+33,2 milioni di euro, derivante sostanzialmente dai minori debiti netti sulle partite energia, per 22,8 milioni di euro, e dal rimborso dei crediti Iva rilevati negli esercizi precedenti, per 10,4 milioni di euro). Rilevano i maggiori debiti netti verso l'erario per imposte (+20,8 milioni di euro, per effetto essenzialmente della cessione del credito IRES e IRAP anni precedenti, per 14,1 milioni di euro e per il maggior utile ante imposte al netto dei maggiori acconti versati, per 6,7 milioni di euro.

Liquidità assorbita

decremento dei debiti netti per partite energia passanti per 201,8 milioni di euro derivante principalmente dall'effetto combinato di:
- decremento di debiti netti relativi al servizio di "remunerazione della disponibilità della capacità produttiva di energia elettrica - capacity payment" (115 milioni di euro) per i maggiori pagamenti deliberati dall' ARERA25 rispetto all'esercizio precedente;
- minori debiti netti riferiti alle unità essenziali per la sicurezza del sistema elettrico UESS (96,9 milioni di euro) derivanti dalle partite afferenti la raccolta al netto dei pagamenti effettuati nel corso del 201926;

parzialmente compensati da

incremento dei debiti netti imputabili ai maggiori costi delle selezioni (per prezzi e volumi) in ambito Mercato dei Servizi di Dispacciamento – MSD (60,2 milioni di euro) e ai maggiori sbilanciamenti (19,9 milioni di euro); tali maggiori oneri, principalmente registrati nel corso del mese di dicembre, si riflettono nella componente Uplift il cui credito si è incrementato di 71,2 milioni di euro;
variazione positiva dei crediti netti partite energia a margine per 6,5 milioni di euro, riferibile principalmente al maggior gettito mensile sul corrispettivo CTR e al corrispettivo DIS;
decremento dei debiti netti commerciali per 9,8 milioni di euro, sostanzialmente per i maggiori crediti relativi alla commessa conclusa in Uruguay.

Il Capitale Investito Lordo, pertanto, rileva un saldo pari a 12.700,7 milioni di euro e presenta un incremento rispetto all'esercizio precedente pari a 439,6 milioni di euro.

I fondi diversi registrano un decremento pari a 97,3 milioni di euro, principalmente attribuibile:

agli utilizzi del fondo esodo previsti da piano di ricambio generazionale in corso (-10,1 milioni di euro) e agli utilizzi netti dei fondi relativi alla qualità del servizio (-9 milioni di euro);
adeguamento delle passività nette fiscali prevalentemente per l'effetto delle attività per imposte anticipate nette (+60,7 milioni di euro), principalmente per l'effetto fiscale rilevato sugli ammortamenti, sulla movimentazione dei fondi rischi e oneri descritta in precedenza e sulla movimentazione degli strumenti derivati in portafoglio.

Il Capitale Investito Netto si attesta a 12.490,5 milioni di euro con un incremento di 536,9 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2018 ed è coperto dal Patrimonio netto di Gruppo per 4.190,3 milioni di euro (a fronte dei 4.019,2 milioni di euro al 31 dicembre 2018), da 41,6 milioni di euro di patrimonio netto di terzi (35 milioni di euro al 31 dicembre 2018) e dall'indebitamento finanziario netto per 8.258,6 milioni di euro in aumento di 359,2 milioni di euro rispetto ai 7.899,4 milioni di euro al 31 dicembre 2018.

²⁵ L'ARERA ha disposto pagamenti per il Capacity Payment tramite le delibere n. 30, 206 e 233/2019.

²⁶ L'ARERA ha disposto pagamenti in favore dei titolari di Unità Essenziali tramite le deliberazioni del 2019 n. 48-79- 101-111-118-150-194-205-235-342-434-459-460-475-476-505-506-523-524-525.

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Indebitamento finanziario

Politica finanziaria del Gruppo e indebitamento lordo

La gestione finanziaria è guidata da un approccio che mira alla massima efficienza e al conseguimento e mantenimento di una struttura finanziaria solida, mitigando in misura particolarmente prudenziale i potenziali rischi finanziari. 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 2019 ammonta complessivamente a circa 10 miliardi di euro, costituito in particolare per 8 miliardi di euro da emissioni obbligazionarie e per 2 miliardi di euro da prestiti bancari. La maturity media dell'indebitamento, per la quasi totalità a tasso fisso, risulta pari a circa 5 anni.

Il debito obbligazionario consta sia di emissioni di tipo pubblico sia di emissioni di tipo 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 una 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 2019, del debito contratto con la BEI è pari a quasi 2,1 miliardi di euro (di cui 490 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 dalle tre emissioni obbligazionarie lanciate nel corso del 2019, per un ammontare complessivo di 1,25 miliardi di euro, e dalla sottoscrizione, il 23 aprile 2019, di una Revolving Credit Facility per 1,5 miliardi di euro. Attualmente le due linee di credito rotative committed ammontano a circa di 2,7 miliardi di euro.

Indebitamento finanziario netto

L'indebitamento finanziario netto del Gruppo al 31 dicembre 2019 si attesta a 8.258,6 milioni di euro in aumento di 359,2 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2018.

			(€/milioni)
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO (PER DURATA)	31.12.2019	31.12.2018	Δ
Totale Indebitamento medio e lungo termine	9.596,1	8.286,8	1.309,3
- Prestiti Obbligazionari	7.757,3	6.563,2	1.194,1
- Finanziamenti	1.723,4	1.664,4	59,0
- Strumenti finanziari derivati	115,4	59,2	56,2
Totale Indebitamento (disponibilità) a breve	(1.337,5)	(387,4)	(950,1)
- Prestiti Obbligazionari (quote correnti)	-	616,7	(616,7)
- Finanziamento a breve termine	25,0	25,0	-
- Finanziamenti (quote correnti)	126,5	613,9	(487,4)
- Altre passività finanziarie nette	81,8	89,8	(8,0)
- Strumenti finanziari derivati	(0,1)	(1,3)	1,2
- Attività finanziarie	(513,3)	(402,6)	(110,7)
- Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	(1.057,4)	(1.328,9)	271,5
Totale indebitamento finanziario netto	8.258,6	7.899,4	359,2

INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO (PER TIPOLOGIA DI STRUMENTO)
- Prestiti Obbligazionari	7.757,3	7.179,9	577,4
- Finanziamenti	1.849,9	2.278,3	(428,4)
- Finanziamento a breve termine	25,0	25,0	-
- Strumenti finanziari derivati	115,3	57,9	57,4
- Altre passività finanziarie nette	81,8	89,8	(8,0)
INDEBITAMENTO FINANZIARIO LORDO	9.829,3	9.630,9	198,4
- Attività finanziarie	(513,3)	(402,6)	(110,7)
- Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	(1.057,4)	(1.328,9)	271,5
Totale indebitamento finanziario netto	8.258,6	7.899,4	359,2

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

incremento dei prestiti obbligazionari (+577,4 milioni di euro), a seguito di tre emissioni obbligazionarie in euro a tasso fisso commentate nel paragrafo "Risorse finanziarie" e del rimborso, nel mese di ottobre, dell'emissione obbligazionaria lanciata il 3 luglio 2009 per 600 milioni di euro. La variazione risente, inoltre, anche dell'adeguamento al costo ammortizzato di tutte le emissioni obbligazionarie;
decremento dei finanziamenti (-428,4 milioni di euro) principalmente per effetto:
del rimborso, avvenuto il 2 febbraio 2019, del finanziamento erogato da CDP da 500 milioni di euro, a valere su fondi BEI;
delle quote in ammortamento dei finanziamenti BEI in essere (-112,0 milioni di euro);
dei nuovi finanziamenti BEI tirati nel mese di giugno per un totale di 46,6 milioni di euro;
dell'ultima tranche tirata del finanziamento della controllata uruguayana per 13,1 milioni di euro;
dei nuovi finanziamenti erogati alle controllate brasiliane per complessivi 101,8 milioni di euro;
del debito per leasing rilevato a seguito della prima applicazione dell'IFRS16 (24,5 milioni di euro);
decremento delle altre passività finanziarie nette (-8 milioni di euro) relativo principalmente alla dinamica degli interessi relativi ai finanziamenti e alle coperture in essere;
incremento degli strumenti finanziari derivati (+57,4 milioni di euro) prevalentemente per la variazione della curva dei tassi di interesse di mercato e per la variazione del nozionale del portafoglio derivati;
incremento delle attività finanziarie (+110,7 milioni di euro) principalmente a seguito del rimborso, nel mese di dicembre, di Titoli di Stato per un nozionale di 400 milioni di euro e dell'acquisizione di Titoli di Stato per un nozionale di 500 milioni di euro;
riduzione delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti (-271,5 milioni di euro). Le disponibilità liquide al 31 dicembre 2019 ammontano a 1.057,4 milioni di euro, di cui 647,4 milioni di euro investiti in depositi a breve termine e prontamente liquidabili e 410,0 milioni di euro relativi ai conti correnti bancari e cassa.

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 dell'esercizio 2019 rispetto ai saldi della Capogruppo è di seguito illustrata.

		(€/milioni)
	UTILE NETTO FY2019	PATRIMONIO NETTO AL 31.12.2019
Bilancio della Capogruppo	713,5	3.981,1
Risultato e patrimonio apportato dalle Società del Gruppo:
- Società del Gruppo - Attività Regolate	60,1	175,1
- Società del Gruppo - Attività Non Regolate*	(8,7)	55,7
- Società del Gruppo - Attività all'Estero**	(4,3)	(15,0)
Valutazione società con il metodo del patrimonio netto	3,3	35,0
Bilancio consolidato totale	763,9	4.231,9
Quota di terzi - Attività Non Regolate	6,6	41,6
Bilancio consolidato del Gruppo Terna	757,3	4.190,3

* Comprende l'impatto di una diversa rappresentazione dell'operazione interconnector rispetto ai risultati della Capogruppo.

** Include i costi della struttura relativa a Terna Plus s.r.l.

Il Titolo Terna

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 2019, il titolo si è apprezzato del 250% (capital gain) garantendo un ritorno complessivo per l'azionista (TSR27) pari al +724%, superiore sia rispetto al mercato italiano (FTSE Mib +48%), che all'indice europeo di riferimento settoriale (DJ Stoxx Utilities) che ha registrato +233%.

Le principali Borse europee hanno chiuso il 2019 segnando performance positive. Milano ha, infatti, guadagnato il 28,3%, Francoforte e Parigi hanno registrato rispettivamente +21,5% e +26,4%, Londra ha chiuso a +12,1%, Madrid ha segnato +11,8%.

Andamento del Titolo Terna

Anche il titolo Terna chiude il 2019 in positivo a 5,954 €/azione, pari ad una performance annua del +20,2%. La media giornaliera dei volumi contrattati nell'anno si è attestata a circa 6,2 milioni di pezzi. Il 6 novembre il titolo ha segnato il prezzo massimo dell'anno pari a 6,012 €/azione. Inoltre, si ricorda anche che il 18 novembre il titolo ha staccato l'acconto sul dividendo 2019 di 8,42 centesimi di euro per azione.

PRINCIPALI INDICATORI PER AZIONE

	2019	2018	2017	2016	2015	2014
N. azioni (milioni)	2.010	2.010	2.010	2.010	2.010	2.010
Prezzo fine anno (€/azione)	5,95	4,95	4,84	4,35	4,76	3,76
Capitalizzazione di mercato* (milioni di euro)	11.273	9.507	9.668	9.367	8.482	7.718
Prezzo medio dell'anno (€/azione)	5,61	4,73	4,81	4,66	4,22	3,84
Utile per azione (€)	0,377	0,352	0,339	0,315	0,296	0,271
Dividendo per azione (€)	0,250	0,233	0,220	0,206	0,200	0,200
Payout ratio**	66,22%	66,34%	64,24%	65,40%	67,51%	73,82%
Dividend yield***	4,2%	4,7%	4,5%	4,7%	4,2%	5,3%
Ritorno totale per gli azionisti	25,1%	7,3%	15,9%	(4,3%)	32,5%	8,9%

* Calcolata sulla base del prezzo medio annuo.

** Calcolato come rapporto tra dividendo complessivo e utile netto di Gruppo

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

PESO AZIONI TERNA	2019	2018
> su indice FTSE MIB	2,27%	2,42%

Fonte: Borsa Italiana

²⁷ 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.

capital gain dalla data di quotazione Al centro della transizione energetica | Il nuovo contesto di riferimento | La strategia e il business del Gruppo | Le performance | Allegati

Fonte: Bloomberg 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Presenza negli indici borsistici 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 2019 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 SAM e, per il secondo anno consecutivo, è risultata Industry leader nel settore Electric Utilities.

INDICE	TERNA
BLOOMBERG GENDER EQUALITY INDEX	Inclusa dal 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 "The Sustainability Yearbook 2020", pubblicato a gennaio 2020, SAM 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 2019 e 2018 è sintetizzato nel seguente prospetto, ottenuto riclassificando i dati esposti nel Conto economico.

				(€/milioni)
	2019	2018	Δ	Δ%
TOTALE RICAVI	2.054,5	1.967,6	86,9	4,4%
- Ricavi tariffari	1.838,5	1.800,6	37,9	2,1%
di cui Corrispettivo Trasmissione	1.725,6	1.657,5	68,1	4,1%
di cui Corrispettivo Dispacciamento, Misura e altri	112,9	143,1	(30,2)	(21,1%)
- Altri ricavi di gestione	188,4	141,5	46,9	33,1%
- Ricavi da costruzione attività in concessione*	27,6	25,5	2,1	8,2%
TOTALE COSTI OPERATIVI	451,0	452,0	(1,0)	(0,2%)
- Costo del personale	60,0	63,6	(3,6)	(5,7%)
- Servizi e godimento beni di terzi	354,5	343,8	10,7	3,1%
- Materiali	1,2	0,9	0,3	33,3%
- Altri costi	7,1	13,1	(6,0)	(45,8%)
- Qualità del servizio	0,6	5,1	(4,5)	(88,2%)
- Costi di costruzione attività in concessione*	27,6	25,5	2,1	8,2%
MARGINE OPERATIVO LORDO (EBITDA)	1.603,5	1.515,6	87,9	5,8%
- Ammortamenti e svalutazioni	540,7	517,9	22,8	4,4%
RISULTATO OPERATIVO (EBIT)	1.062,8	997,7	65,1	6,5%
- Proventi (Oneri) finanziari netti	(63,6)	(78,5)	14,9	(19,0%)
RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE	999,2	919,2	80,0	8,7%
- Imposte dell'esercizio	285,7	257,9	27,8	10,8%
UTILE NETTO DELL'ESERCIZIO	713,5	661,3	52,2	7,9%

* Rilevati in applicazione dell'interpretazione "IFRIC 12 - Accordi per servizi in concessione".

I ricavi si attestano a 2.054,5 milioni di euro e registrano un aumento pari a 86,9 milioni di euro attribuibile:

• per +37,9 milioni di euro all'impatto sui ricavi tariffari dell'adeguamento del WACC previsto dalla Delibera 639/18 (che per il triennio 2019-2021 passa al 5,6% rispetto al 5,3% del precedente periodo 2016-2018), dell'incremento del capitale investito (RAB), della definizione della remunerazione dell'interconnessione Italia-Montenegro (delibera ARERA 568/19) e del riconoscimento dell'extra-remunerazione sugli accumuli energy-intensive (delibera ARERA 169/19), compensato dal riconoscimento one-off da parte dell'ARERA di alcuni oneri sorgenti nell'esercizio precedente;

alla rilevazione del ricavo derivante dalla cessione dell'Interconnector privato Italia-Montenegro (17 dicembre 2019) pari a 25,8 milioni di euro;
al meccanismo di incentivazione della qualità del servizio ENSR (+12,8 milioni di euro);
ai servizi di connessione (+1,1 milioni di euro).

I costi operativi, sostanzialmente in linea rispetto all'esercizio precedente (-1 milione di euro), riflettono principalmente la riduzione degli altri costi (-6 milioni di euro) in particolare per l'adeguamento dei fondi rischi, degli oneri per la qualità del servizio (-4,5 milioni di euro) e dei costi del personale (-3,6 milioni di euro, connessi principalmente alla differente dinamica dei piani di incentivazione del personale), parzialmente compensati dall'aumento dei costi per servizi e godimento beni di terzi (+10,7 milioni di euro), relativo prevalentemente alle prestazioni intersocietarie in esecuzione di appositi contratti in essere.

Il Margine Operativo Lordo (EBITDA) dell'esercizio 2019 si attesta pertanto a 1.603,5 milioni di euro, in aumento rispetto al dato dell'esercizio precedente di 87,8 milioni di euro (+5,8%).

Gli "ammortamenti e svalutazioni" dell'esercizio sono pari a 540,7 milioni di euro, crescono di 22,8 milioni di euro rispetto al 2018, principalmente per l'entrata in esercizio di nuovi impianti, nonché per le maggiori svalutazioni di asset rilevate nell'esercizio precedente (-12,9 milioni di euro).

L'EBIT (Risultato Operativo) si attesta a 1.062,8 milioni di euro, in aumento di 65,1 milioni di euro rispetto all'esercizio 2018 (+6,5%).

Gli oneri finanziari netti dell'esercizio, pari a 63,6 milioni di euro rilevano un decremento di 14,9 milioni di euro rispetto ai 78,5 milioni di euro del 2018, dovuto principalmente alla stagionalità dell'inflazione, al maggior rendimento della liquidità e delle attività finanziarie a breve termine e alla riduzione dei tassi a breve termine.

Le imposte sul reddito a carico dell'esercizio sono pari a 285,7 milioni di euro, in aumento rispetto all'esercizio precedente di 27,8 milioni di euro, essenzialmente per effetto del maggior risultato prima delle imposte. Il tax rate si attesta a 28,6% rispetto al 28,1% del 2018.

L'Utile netto dell'esercizio raggiunge i 713,5 milioni di euro, in aumento di 52,2 milioni di euro rispetto all'utile netto dell'esercizio 2018 (+7,9%).

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 1.369,1 milioni di euro, che ha permesso di finanziare gran parte del fabbisogno complessivo legato alle attività di investimento (1.045,6 milioni di euro) e alla remunerazione del capitale proprio (583,3 milioni di euro, di cui 479,7 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 8.361,6 milioni di euro, rispetto ai 8.101,8 milioni di euro del 2018 (+259,8 milioni di euro).

		(€/milioni)
	CASH FLOW FY2019	CASH FLOW FY2018
- Utile Netto dell'esercizio	713,5	661,3
- Ammortamenti e svalutazioni	540,7	517,9
- Variazioni nette dei fondi	(86,3)	(66,1)
- Perdite (Utili) su dismissioni cespiti nette	(11,2)	(3,0)
Autofinanziamento (Operating Cash Flow)	1.156,7	1.110,1
- Variazione del capitale circolante netto	130,5	243,0
- Variazione delle partecipazioni	(29,2)	(55,7)
- Altre variazioni delle Immobilizzazioni materiali e immateriali	275,6	38,7
- Variazione delle attività finanziarie	(164,5)	(19,6)
Flusso di Cassa delle Attività Operative (Cash Flow from Operating Activities)	1.369,1	1.316,5
- Investimenti complessivi	(1.045,6)	(886,1)
Flusso di cassa disponibile (Free Cash Flow)	323,5	430,4
- Dividendi agli azionisti	(479,7)	(451,1)
- Riserva di patrimonio netto cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale e altre movimentazioni del Patrimonio netto	(103,6)	(34,6)
Variazione indebitamento finanziario netto	(259,8)	(55,3)

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

La situazione patrimoniale-finanziaria di Terna S.p.A. al 31 dicembre 2019 e 2018 è sintetizzata nel seguente prospetto, ottenuto riclassificando i dati esposti nel Prospetto della Situazione patrimoniale-finanziaria.

			(€/milioni)
	AL 31.12.2019	AL 31.12.2018	Δ
Totale Immobilizzazioni Nette	13.981,2	13.548,1	433,1
- Attività immateriali ed avviamento	443,8	427,7	16,1
- Immobili, impianti e macchinari	12.258,3	12.035,0	223,3
- Attività finanziarie	1.279,1	1.085,4	193,7
Totale Capitale Circolante Netto	(1.517,4)	(1.388,0)	(129,4)
- Debiti netti partite energia passanti	(598,6)	(799,7)	201,1
- Crediti netti partite energia a margine	320,4	313,9	6,5
- Debiti netti commerciali	(592,5)	(537,6)	(54,9)
- Debiti tributari netti	(79,3)	(14,2)	(65,1)
- Altre passività nette	(567,4)	(350,4)	(217,0)
Capitale Investito lordo	12.463,8	12.160,1	303,7
Fondi diversi	(121,1)	(207,4)	86,3
CAPITALE INVESTITO NETTO	12.342,7	11.952,7	390,0
Patrimonio netto	3.981,1	3.850,9	130,2
Indebitamento finanziario netto	8.361,6	8.101,8	259,8
TOTALE	12.342,7	11.952,7	390,0

Di seguito sono commentate le principali variazioni rispetto al 31 dicembre 2018.

Il Capitale Investito Netto al 31 dicembre 2019, pari a 12.342,7 milioni di euro, rileva un incremento di 390 milioni di euro per effetto dell'aumento delle Immobilizzazioni nette (+433,1 milioni di euro), al netto della liquidità generata dal Capitale Circolante Netto (-129,4 milioni di euro), nonché dal decremento dei Fondi diversi (86,3 milioni di euro).

La variazione del Capitale Circolante Netto, pari a -129,4 milioni di euro, è principalmente riconducibile all'incremento dei depositi cauzionali ricevuti dagli operatori del mercato elettrico, all'incremento del debito per IVA e per imposte sul reddito e del fondo garanzia interconnessioni, compensati dalla riduzione dei debiti netti di natura commerciale.

Le Immobilizzazioni nette registrano un incremento di 433,1 milioni di euro principalmente attribuibile agli investimenti della Società (1.045,6 milioni di euro, di cui 12,5 milioni di euro rilevati in applicazione dell'IFRS16), al netto degli ammortamenti dell'esercizio (541,3 milioni di euro) e della cessione dell'Interconnector privato Italia-Montenegro (213,5 milioni di euro), nonché alla rilevazione dei depositi versati dagli operatori che partecipano al mercato della capacità ex Del.98/2011/R/eel con successive modifice e integrazioni (142,6 milioni di euro).

I fondi diversi rilevano un decremento pari a 86,3 milioni di euro, principalmente attribuibile all'adeguamento delle passività nette fiscali, prevalentemente per l'effetto fiscale sugli ammortamenti, sulla movimentazione dei fondi rischi e oneri e sulla movimentazione degli strumenti derivati in portafoglio (+51,4 milioni di euro), agli utilizzi del fondo esodo previsti da piano di ricambio generazionale in corso (-10,1 milioni di euro), agli utilizzi netti dei fondi relativi alla qualità del servizio (-9 milioni di euro).

L'indebitamento finanziario netto si attesta a 8.361,6 milioni di euro in aumento di 259,8 milioni di euro.

			(€/milioni)
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO (PER TIPOLOGIA DI STRUMENTO)	31.12.2019	31.12.2018	Δ
- Prestiti Obbligazionari	7.757,3	7.179,9	577,4
- Finanziamenti	1.665,5	2.221,8	(556,3)
- Altre passività finanziarie nette	81,4	89,5	(8,1)
- Strumenti finanziari derivati	114,0	57,8	56,2
Indebitamento finanziario lordo	9.618,2	9.549,0	69,2
- Finanziamento a lungo e a breve verso controllate	(24,1)	(99,5)	75,4
- Attività finanziarie	(513,3)	(402,6)	(110,7)
- Disponibilità liquide e mezzi equivalenti (incluso il saldo netto dei c/c intersocietari)	(719,2)	(945,1)	225,9
Totale indebitamento finanziario netto	8.361,6	8.101,8	259,8

La variazione dell'indebitamento finanziario netto della Società rileva, oltre a quanto già precedentemente commentato, il rimborso dei finanziamenti intercompany alle controllate brasiliane (-89,5 milioni di euro) concessi nel corso del 2018, in parte compensato dell'incremento del finanziamento concesso alla controllata uruguayana (+14,1 milioni di euro).

Al centro della transizione energetica | Il nuovo contesto di riferimento | La strategia e il business del Gruppo | Le performance | Allegati

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 2019, un dividendo complessivo di 501.493.004,00 euro pari a 0,2495 euro per azione, di cui 0,0842 euro per azione deliberato a titolo di acconto in data 13 novembre 2019.

Il Consiglio di Amministrazione propone pertanto di destinare l'utile netto dell'esercizio 2019 di Terna S.p.A., pari a 713.513.547,45 euro come segue:

quanto a euro 169.241.326,40 a copertura dell'acconto sul dividendo messo in pagamento a decorrere dal 20 novembre 2019;
quanto a euro 332.251.677,60 a saldo del dividendo da distribuire nella misura di euro 0,1653 per ognuna delle 2.009.992.000 azioni ordinarie alla data del presente Consiglio di Amministrazione da mettere in pagamento il 24 giugno 2020 con "data stacco" cedola n. 32 coincidente con il 22 giugno 2020 (record date ex art.83-terdecies del Decreto legislativo 24 febbraio 1998 n. 58 cd. "TUF": 23 giugno 2020);
quanto a euro 212.020.543,45 a Utili a Nuovo.

Efficienza

È la capacità di gestire il sistema elettrico rispettando i requisiti di sicurezza, adeguatezza e qualità, al minimo costo complessivo per il cittadino/utente, e rappresenta un punto fondamentale della nostra mission.

Un sistema efficiente riesce a contenere i volumi di curtailment (riduzione di produzione elettrica) da fonti rinnovabili e/o a basso costo, causati da congestioni di rete o overgeneration rispetto al fabbisogno. Inoltre, con interventi di rete e di sistema mirati, sarà possibile contenere l'aumento dei costi sul mercato dei servizi, causato dalla riduzione del numero degli impianti tradizionali in funzionamento e dalla crescente volatilità del carico residuo.

Sicurezza Adeguatezza Qualità

del servizio

Analisi di materialità	144
Quadro normativo e altre informazioni	146
Evoluzione delle consistenze	153
Indicatori alternativi di Performance	158
Tabelle di riconciliazione	159

5 Allegati

Analisi di materialità

MATRICE DI MATERIALITÀ PROSPETTICA

Etica e modello di governance

EG1: Efficacia del modello di governance EG2: Integrità nella conduzione del business

Servizio di trasmissione

ST1: Qualità, sicurezza e continuità del servizio elettrico ST2: Realizzazione della transizione energetica ST3: Resilienza della rete ST4: Impatti economici sulla collettività

Persone e collettività

PC1: Salute, sicurezza e diritti dei lavoratori PC2: Sviluppo delle risorse umane

Business Management

BM1: Innovazione e digitalizzazione

BM2: Rispetto degli obiettivi economico-finanziari

BM3: Gestione ottimale delle relazioni con gli stakeholder locali

BM4: Sviluppo e diversificazione del business

BM5: Approccio strategico allo stakeholder management
Gestione degli impatti ambientali

BM6: Information security

GA1: Riduzione delle emissioni di CO2 del Gruppo GA2: Riuso e riciclo dei materiali

Nella redazione del Rapporto Integrato 2019 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 2019 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 due anni 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 eposti di seguito.

Selezione dei principali temi: la selezione è stata effettuata nel 2016, sulla base di un'approfondita analisi di documenti interni ed esterni al Gruppo ed è stata aggiornata nel corso del 2019 per tenere conto dell'evoluzione rispetto agli orientamenti strategici di Terna. Ne sono emersi 22 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 è stata ottenuta mediante una survey rivolta ai manager dell'Azienda (a due livelli dall'Amministratore Delegato della Capogruppo), ai quali è stata richiesta una valutazione dei temi del nuovo albero.

Le evidenze emerse da questa survey sono state ponderate con le analisi realizzate nel 2018, volte a valorizzare il livello di "active management" (presenza di policy, procedure, monitoraggi, obiettivi, etc.) e le priorità del Piano Strategico 2018-2022 e del documento "Azioni e KPI di sostenibilità per il Piano Strategico 2019-2023". I risultati complessivamente ottenuti da questa analisi sono stati validati dal top management del Gruppo;

• 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) evidenze survey esterna che ha coinvolto diverse sottocategorie di stakeholder rilevanti b) analisi documentale e c) risultati di indagini specifiche. 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, le evidenze emerse dalla survey interna, realizzata nel 2019 nei confronti dei responsabili delle strutture di secondo livello, sono state ponderate rispetto alla valutazione di rilevanza prospettica ottenuta nel 2018, la quale aveva indagato, per ciascun tema, la necessità di investimenti da realizzare – in termini di intensificazione della capacità gestionale - per raggiungere gli obiettivi del Piano Strategico;
per la valutazione della rilevanza per gli stakeholder sono stati 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 2019 e, successivamente, sino alla data di redazione della presente Relazione Finanziaria annuale.

• 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 ha prorogato per l'anno 2019 l'applicazione di alcune misure quali: l'iperammortamento (ossia la possibilità di portare in ammortamento un importo maggiorato rispetto al costo dei beni strumentali più innovativi), fissando a 20 milioni di euro il limite all'importo ammissibile al beneficio e rendendo progressive le aliquote applicabili ai fini dell'ammortamento e le forme di decontribuzione per le nuove assunzioni al Sud. Sempre in tema di incentivi all'occupazione, ha introdotto una nuova forma di sgravio contributivo per l'assunzione di giovani neolaureati con il massimo dei voti e neodottorati. La legge ha previsto anche la riduzione al 25% dell'aliquota per la detrazione delle spese incrementali in ricerca e sviluppo relative a costi del personale non subordinato e a contratti con start up e pmi innovative non appartenenti al gruppo. La legge di bilancio 2019 ha poi istituito un fondo per l'accesso anticipato alla pensione e il turnover. Altri interventi, in materia di deducibilità dell'IMU e di incentivi all'aumento del capitale investito nelle società, sono stati successivamente rivisti dal con il d.l. 30 aprile 2019, n. 34 e la legge 27 dicembre 2019, n. 160.

• Decreto-legge 28 gennaio 2019. n. 4, recante disposizioni urgenti in materia di reddito di cittadinanza e di pensioni, convertito con legge 28 marzo 2019, n. 26, pubblicata nella Gazzetta ufficiale del 29 marzo 2019, n. 75.

Il decreto-legge, in attuazione della legge di bilancio 2019, ha previsto il diritto alla pensione anticipata al raggiungimento di un'età anagrafica di almeno 62 anni e di un'anzianità contributiva minima di 38 anni. Sono stati poi bloccati gli adeguamenti dei requisiti per l'accesso alla pensione anticipata per anzianità contributiva e per i lavoratori precoci. Il decreto ha previsto poi l'accesso alla pensione per le lavoratrici che al 31 dicembre 2018, abbiano compiuto 58 anni e maturano un'anzianità contributiva di almeno 35 anni (cd "opzione donna"). Il decreto ha, infine, disciplinato il reddito di cittadinanza, prevedendo incentivi per le imprese che assumono beneficiari della misura.

• Decreto-legge 18 aprile 2019, n. 32, recante disposizioni urgenti per il rilascio del settore dei contratti pubblici, per l'accelerazione degli interventi infrastrutturali, di rigenerazione urbana e di ricostruzione a seguito di eventi sismici, convertito con legge 14 giugno 2019, n. 55, pubblicata nella Gazzetta ufficiale del 17 giugno 2019, n. 140.

Il decreto ha disposto, per gli anni 2019 e 2020, la disapplicazione dell'obbligo di indicazione nell'offerta della terna di subappaltatori e l'aumento della quota massima dell'appalto affidabile in subappalto dal 30 al 40%.

• Decreto-legge 30 aprile 2019, n. 34, recante misure urgenti di crescita economica e per la risoluzione di specifiche situazioni di crisi, convertito con legge 28 giugno 2019, n. 58, pubblicata nella Gazzetta ufficiale del 29 giugno 2019.

Il decreto-legge ha previsto l'aumento della quota deducibile dell'IMU, già portata dal 20 al 40% dalla legge di bilancio, al 50% e la proroga del superammortamento, al 130% del costo di acquisizione, per gli acquisti in beni strumentali nuovi nel 2019, con un limite massimo di 2,5 milioni di euro.

• Decreto-legge 26 ottobre 2019, n. 124, recante disposizioni urgenti in materia fiscale e per esigenze indifferibili, convertito con legge 19 dicembre 2019, n. 157, pubblicata nella Gazzetta ufficiale del 24 dicembre 2019.

Il decreto prevede l'obbligo per i committenti di opere e servizi di importo complessivo annuo superiore a 200.000 euro di richiedere all'impresa appaltatrice o affidataria e alle imprese subappaltatrici copia delle deleghe di pagamento relative al versamento alle ritenute fiscali sui lavoratori dipendenti impiegati. La norma trova applicazione per i "contratti… caratterizzati da prevalente utilizzo di manodopera presso le sedi di attività del committente con l'utilizzo di beni strumentali di proprietà di quest'ultimo o ad esso riconducibili in qualunque forma". Il decreto prevede poi che anche la compensazione dei crediti riguardanti le imposte sui redditi e le relative addizionali, le imposte sostitutive delle imposte sui redditi e l'IRAP, per importi superiori a 5000 euro annui, possa essere effettuata solo "a partire dal decimo giorno successivo a quello di presentazione della dichiarazione o dell'istanza da cui il credito emerge".

• Legge 27 dicembre 2019, n. 160, recante bilancio di previsione dello Stato per l'anno finanziario 2020 e bilancio pluriennale per il triennio 2020-2022, pubblicata nella gazzetta ufficiale del 30 dicembre 2019.

La legge di bilancio 2020 ha ripristinato l'Aiuto per la Crescita Economica, in un primo tempo abolito dalla legge di bilancio 2019, stabilendo un rendimento nozionale del nuovo capitale proprio deducibile pari all1,3%, già per il 2019.

Le misure di superammortamento e iperammortamento, per il 2020, sono sostituite da un credito di imposta sugli investimenti in beni strumentali con aliquote regressive in funzione dell'importo degli acquisti effettuati. Per il 2020, si prevede poi, in luogo del credito di imposta sulla sola spesa incrementale in ricerca e sviluppo, un nuovo credito di imposta con aliquota più bassa (6% per le attività di innovazione tecnologica e 12% delle spese in ricerca e sviluppo) ma applicabili all'intero importo speso nelle suddette attività.

La legge prevede anche la proroga della misura che prevede una quota minima nei consigli di amministrazione e nei collegi sindacali per ciascun genere. La quota di componenti del genere meno rappresentato non potrà essere inferiore a 2/5. Altre novità riguardano la cd opzione donna, prorogata per il 2020, e l'istituzione di un fondo per la riduzione del cuneo fiscale, il cui impiego sarà disciplinato con successivi atti normativi.

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

Si riporta nel seguito l'elenco delle principali deliberazioni di interesse adottate dall'Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA) nel corso dell'esercizio 2019 e sino alla data di redazione della presente Relazione finanziaria annuale.

Delibera 30/2019/R/eel: Aggiornamento di parametri della disciplina transitoria relativa alla specifica remunerazione della capacità produttiva, per l'anno 2018.
Delibera 69/2019/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 del giorno prima.
Delibera 78/2019/R/eel: Definizione della regolazione delle partite fisiche ed economiche afferenti all'energia elettrica immessa e prelevata su reti italiane di distribuzione interconnesse solo con reti estere.
Delibera 83/2019/R/eel: Verifica di conformità di proposte di modifica del codice di trasmissione, dispacciamento, sviluppo e sicurezza della rete in relazione al sistema di garanzie che devono essere prestate a Terna dagli utenti del dispacciamento in prelievo.
Delibera 103/2019/R/eel: Ulteriori 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 106/2019/R/eel: Determinazione dei premi e delle penalità relativi alla qualità del servizio di trasmissione dell'energia elettrica, per l'anno 2017.
Delibera 146/2019/R/eel: Determinazione del premio per l'implementazione di strumenti propedeutici alla regolazione output-based del servizio di trasmissione dell'energia elettrica nel corso del 2017.
Delibera 169/2019/R/eel: Determinazione dell'incentivazione performance-based per i progetti pilota relativi ai sistemi di accumulo energy-intensive e dynamic thermal rating.
Delibera 171/2019/R/eel: Riconoscimento dei costi, sostenuti nell'anno 2018 dalla società Terna S.p.A., per lo svolgimento delle attività inerenti la gestione e lo sviluppo del sistema di Gestione delle Anagrafiche Uniche Degli Impianti di produzione (GAUDÌ).
Delibera 195/2019/R/efr: Revisione dell'indice di affidabilità "IA", di cui all'articolo 5 dell'Allegato A alla deliberazione dell'Autorità ARG/elt 5/10, utilizzato nel calcolo della mancata produzione eolica.
Delibera 233/2019/R/eel: Aggiornamento di parametri della disciplina transitoria relativa alla specifica remunerazione della capacità produttiva, per l'anno 2019.
Delibera 272/2019/R/eel: Disposizioni funzionali all'estensione della verifica ex ante del valore di potenza media annua con riferimento alle richieste di switching presentate da ciascun utente del dispacciamento.
Delibera 274/2019/R/eel: Approvazione della metodologia per la distribuzione delle rendite di congestione per i diritti di trasmissione di lungo termine, ai sensi del Regolamento UE 2016/1719 (FCA).
Parere 275/2019/I/eel: Aggiornamento del parere dell'Autorità 701/2016/I/eel, rilasciato al Ministro dello Sviluppo Economico, per la concessione di un'esenzione ad una quota dell'interconnessione in corrente continua Italia-Montenegro.
Parere 281/2019/R/eel: Parere al Ministro dello Sviluppo Economico sullo schema di decreto per l'approvazione della disciplina del mercato della capacità.
Delibera 289/2019/R/eel: Disposizioni in tema di remunerazione transitoria della disponibilità di capacità produttiva, per l'anno 2019.
Delibera 343/2019/R/eel: Approvazione del Regolamento, predisposto da Terna S.p.a., sulle modalità di abilitazione e partecipazione al mercato per il servizio di dispacciamento delle unità di consumo per il mercato della capacità e disposizioni in merito alle procedure concorsuali da svolgersi entro l'anno 2019.
Delibera 363/2019/R/eel: Parametri economici delle procedure concorsuali del mercato della capacità per gli anni di consegna 2022 e 2023, di cui all'articolo 6, comma 1, del decreto ministeriale 28 giugno 2019.
Delibera 364/2019/R/eel: Verifica di conformità delle disposizioni tecniche di funzionamento del mercato della capacità.
Delibera 365/2019/R/eel: Determinazioni sul corrispettivo di cui all'articolo 14 della deliberazione ARG/elt 98/11.
Delibera 420/2019/R/eel: Determinazioni in materia di impianti essenziali. Modifiche e integrazioni alla disciplina di riferimento.
Delibera 421/2019/R/eel: Approvazione degli schemi contrattuali tra Terna S.p.A. e Monita Interconnector S.r.l. per la gestione tecnica e commerciale della sezione in esenzione dell'interconnessione Italia-Montenegro.
Delibera 437/2019/R/eel: Disposizioni in tema di remunerazione transitoria della disponibilità di capacità produttiva, per gli anni 2020 e 2021.
Delibera 464/2019/R/eel: Approvazione delle regole di allocazione dei diritti di trasmissione di lungo termine e dei diritti di trasmissione giornalieri sul confine con il Montenegro, a valere dall'anno 2020.
Delibera 494/2019/R/eel: Approvazione della proposta da parte di Terna della metodologia della correlazione del valore finanziario delle garanzie prestate dall'utente del dispacciamento al suo equivalente in MW ai fini della determinazione del valore di PMAmax per ciascun utente.
Delibera 503/2019/R/eel: Determinazioni in materia di regime alternativo degli impianti essenziali.
Delibera 504/2019/R/eel: Disposizioni in tema di impianti essenziali per l'anno 2020. Modifiche e integrazioni alla deliberazione dell'Autorità 111/06.
Delibera 539/2019/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 dei regolamenti europei in materia di connessioni.
Delibera 541/2019/R/eel: Approvazione, per l'anno 2020, del preventivo dei costi relativi allo svolgimento delle attività di monitoraggio del mercato elettrico all'ingrosso, da parte del Gestore dei Mercati Energetici S.p.A., e dei corrispettivi per la partecipazione alla piattaforma dei conti energia a termine (PCE).
Delibera 546/2019/R/eel: Verifica di conformità di proposte di modifica del codice di trasmissione, dispacciamento, sviluppo e sicurezza della rete per implementazione del regolamento UE 2017/2196.
Delibera 558/2019/R/eel: Modifica del Testo integrato sistemi di distribuzione chiusi (TISDC) e posticipo dei termini per la sua applicazione nel caso di reti elettriche portuali e aeroportuali inserite nel registro degli ASDC dopo il 31 dicembre 2019. Aggiornamento del registro degli altri sistemi di distribuzione chiusi (ASDC).
Delibera 560/2019/R/eel: Riconoscimento, a consuntivo per l'anno 2018 e a preventivo per l'anno 2020, dei costi della società Terna S.p.A. per lo svolgimento delle attività di monitoraggio dei mercati.
Delibera 567/2019/R/eel: Aggiornamento della regolazione output-based del servizio di trasmissione dell'energia elettrica per il semiperiodo 2020-2023.
Delibera 568/2019/R/eel: Aggiornamento della regolazione tariffaria dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell'energia elettrica per il semiperiodo di regolazione 2020-2023.
Delibera 574/2019/R/eel: Aggiornamento dei corrispettivi di dispacciamento dal 1° gennaio 2020.
Delibera 575/2019/R/eel: Determinazioni in merito alla richiesta di ammissione al regime di reintegrazione dei costi degli impianti Assemini, Biopower Sardegna e Portoferraio.

Per maggiori dettagli sulle delibere sopra evidenziate, oltre che sulle ulteriori delibere adottate da ARERA, si rinvia al sito istituzionale www arera it.

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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 2019 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 201928.

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 2019, non sono state poste in essere operazioni di maggiore rilevanza29, né operazioni soggette agli obblighi informativi in quanto rientranti nei casi di esclusione previsti dal Regolamento stesso30.

Informazione sugli assetti proprietari

Le informazioni richieste dall'art. 123-bis "Relazione sul governo societario e gli 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 2019, reperibile sul sito internet di Terna S.p.A. (www terna it - nella sezione "Investor Relations").

²⁸ 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 2019, 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.

²⁹ 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).

³⁰ 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".

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 15, comma primo, lett. a), b) e c) punto i) del Regolamento Mercati Consob, rubricato condizioni per la quotazione di azioni di società controllanti società costituite e regolate dalla legge di Stati non appartenenti all'Unione Europea, si rappresenta che TERNA S.p.A. non detiene partecipazioni di controllo di significativa rilevanza - come individuate dalle disposizioni di cui al titolo VI, capo II del Regolamento Consob n. 11971 del 1999 - in società costituite e regolate dalla legge di Stati non appartenenti all'Unione Europea.

In ordine alle disposizioni dell'articolo 16 del Regolamento Mercati Consob, rubricato condizioni che inibiscono la quotazione di azioni di società controllate sottoposte all'attività di direzione e coordinamento di altra società, si rappresenta che 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, dunque, non è stata formalizzata né esercitata 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 in esercizio rispetto alla situazione al 31 Dicembre 2018.

DETTAGLIO SU STAZIONI ELETTRICHE DI PROPRIETÀ GRUPPO TERNA*

(AL 31/12)	UNITÀ DI MISURA	2019	2018	Δ	Δ%
380 kV
Stazioni	n.	165	164	1	0,61
Potenza trasformata	MVA	117.504	115.258	2.246	1,95
220 kV
Stazioni	n.	149	150	(1)	(0,67)
Potenza trasformata	MVA	31.996	31.417	579	1,84
Tensioni inferiori (≤150 kV)
Stazioni	n.	574	567	7	1,23
Potenza trasformata	MVA	3.884	3.914	(30)	(0,77)
Totale
Stazioni	n.	888	881	7	0,79
Potenza trasformata	MVA	153.384	150.589	2.795	1,86

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

(AL 31/12)	UNITÀ DI MISURA	2019	2018	Δ	Δ%
380 kV
Lunghezza terne	km	12.854	12.496	358	2,87
Lunghezza linee	km	11.673	11.315	358	3,16
220 kV
Lunghezza terne	km	11.845	11.915	(70)	(0,58)
Lunghezza linee	km	9.473	9.549	(77)	(0,80)
Tensioni inferiori (≤150 kV)
Lunghezza terne	km	49.969	50.031	(62)	(0,12)
Lunghezza linee	km	46.761	46.806	(45)	(0,10)
Totale
Lunghezza terne	km	74.669	74.442	226	0,30
in aereo	km	70.815	71.043	(228)	(0,32)
in cavo interrato	km	2.091	1.945	146	7,50
in cavo sottomarino	km	1.762	1.454	309	21,24
Lunghezza linee	km	67.907	67.671	236	0,35
in aereo	km	64.053	64.271	(218)	(0,34)
in cavo interrato	km	2.091	1.945	146	7,50
in cavo sottomarino	km	1.762	1.454	309	21,24
Incidenza collegamenti in corrente continua (200 - 380 - 500 kV)
Terne	km	2.435	2.077
Incidenza % sul totale	%	3,26	2,79
Linee	km	2.115	1.757
Incidenza % sul totale	%	3,11	2,60

DETTAGLIO SU ELETTRODOTTI DI PROPRIETÀ GRUPPO TERNA*

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

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PRINCIPALI VARIAZIONI DELLE CONSISTENZE IMPIANTI DEL GRUPPO TERNA

Stazioni

Impianti nuovi:

Si segnalano le seguenti nuove attivazioni:

stazione di smistamento di Picerno [PZ] (n. 6 stalli 150 kV);
stazione di smistamento di Nuraminis [SU] (n. 3 stalli 150 kV);
stazione di trasformazione di Mercatello [BZ] (n. 5 stalli 132 kV);
stazione di trasformazione di Brennero [BZ] (n. 4 stalli 132 kV);
stazione di smistamento di Santerno [RA] (n. 4 stalli 132 kV);

nonchè l'attivazione in assetto definitivo della stazione di trasformazione di Belcastro 380 [CZ] e l'acquisizione della stazione di smistamento di Pontelandolfo [BN] (n. 5 stalli 150 kV).

Si rilevano inoltre:

l'inclusione in consistenza degli impianti non standard di Cepagatti Conversione (n. 1 stallo 380 kV) e Kotor Conversione (n. 2 stalli 380 kV) e della stazione di smistamento di Albacina [AN] (n. 2 stalli 150 kV);
l'eliminazione dalla consistenza della stazione di Milano Certosa (220 kV);
la demolizione dell'impianto non standard di Roe' Volciano [BS] (n. 1 stallo 132 kV).

Impianti esistenti:

attivazione di n. 19 nuovi stalli linea nelle stazioni di Selargius (n. 2 stalli 380 kV), La Spezia (n. 1 stallo 220 kV e n. 1 stallo 132 kV), Milano Marcello (n. 1 stallo 220 kV), Foggia (n. 2 stalli 150 kV), Troia, Castelnuovo, Piscioli, Valle, Genzano e Catanzaro (n. 1 stallo 150 kV cadauna), Rondissone, Villeneuve, Bistagno, Milano Rogoredo, Trento Sud e Adria (n. 1 stallo 132 kV cadauna);
attivazione di n. 14 nuovi stalli macchina e/o rifasamento nelle stazioni di Genzano n. 2 stalli 380 kV e n. 2 stalli 150 kV), S. Severo (n. 1 stallo 380 kV e n. 1 stallo 150 kV), Erchie (n. 1 stallo 380 kV), Grosotto e Cardano (n. 1 stallo 220 kV e n. 1 stallo 132 kV cadauna), Minturno (n. 1 stallo 150 kV), Padova e Valbruna (n. 1 stallo 132 kV cadauna);
attivazione di n. 3 nuovi stalli parallelo e/o congiuntore nelle stazioni di Genzano (n. 2 stalli 150 kV) e Milano Rogoredo (n. 1 stallo 66 kV);
acquisizione di n. 2 stalli macchina 132 kV nelle stazioni, rispettivamente, di Bolzano RT e Spinea;
demolizione e/o disattivazione di n. 11 stalli nelle stazioni di Erchie (n. 1 stallo 380 kV), Grosotto (n. 1 stallo 220 kV e n. 1 stallo 132 kV), Milano Ricevitrice Nord (n. 2 stalli 220 kV), Milano Lambrate (n. 1 stallo 220 kV), Bistagno (n. 2 stalli 132 kV), Bolzano RT (n. 1 stallo 132 kV) e Pontebba (n. 2 stalli 66 kV).

Trasformatori

Si segnalano le seguenti nuove attivazioni:

n. 3 nuovi trasformatori monofase 380 / 207 kV da 194 MVA nell'impianto non standard di Cepagatti Conversione;
n. 6 nuovi trasformatori monofase 380 / 207 kV da 194 MVA nell'impianto non standard di Kotor Conversione;
n. 2 nuovi autotrasformatori 380 / 150 kV da 250 MVA nelle stazioni di Belcastro 380 e S. Severo;
n. 2 nuovi autotrasformatori 380 / 132 kV da 250 MVA nelle stazioni di Rondissone e Vignole Borbera;
n. 3 nuovi autotrasformatori 220 / 132 kV da 250 MVA nelle stazioni di Grosotto, Marcaria e Cardano;
n. 1 nuovo trasformatore 220 / 20 kV da 63 MVA nella stazione di Fratta;
e le seguenti ulteriori variazioni:
demolizione di n. 2 autotrasformatori 380 / 132 kV da 250 MVA nelle stazioni, di Rondissone e Vignole Borbera;
demolizione di n. 1 autotrasformatore 220 / 132 kV da 200 MVA nella stazione di Marcaria;
sostituzione di n. 1 autotrasformatore 220 / 132 kV da 160 MVA con altro di pari potenza nella stazione di Camporosso;
demolizione di n. 1 autotrasformatore 220 / 132 kV da 100 MVA nella stazione di Grosotto;
sostituzione di n. 1 trasformatore 220 / 60 kV da 63 MVA con altro da 80 MVA nella stazione di Cardano;
sostituzione di n. 1 trasformatore 220 / 60 kV da 60 MVA con altro da 63 MVA nella stazione di Borgo Val Sugana;
sostituzione di n. 2 trasformatori 220 / 20 kV da 40 MVA con altri da 63 MVA nelle stazioni di Conegliano e Verona Borgo Milano;
sostituzione di n. 1 trasformatore 220 / 15 kV da 63 MVA con altro di pari potenza nella stazione di Biella Est;
sostituzione di n. 1 trasformatore 132 / 15 kV da 50 MVA con altro da 40 MVA nella stazione di Carpi Sud.

Elettrodotti

entrata in esercizio dell'intero polo 1 del nuovo collegamento in corrente continua a 500 kV tra Italia e Montenegro (MON.ITA.) Cepagatti - Kotor (299,0 km in cavo) e delle tratte terrestri e dei collegamenti all'anodo e al catodo del polo 2 (59,0 km in cavo);
costruzione di n. 7 nuove linee per complessivi 60,0 km di terna: Porta Venezia Porta Volta 220 kV (3,8 km in cavo), Marcello - Porta Venezia 220 kV (1,6 km in cavo), Capri - Sorrento 150 kV (19,0 km in cavo), Bari Termica - Palo del Colle 150 kV (11,5 km in cavo), Piscioli - Valle 150 kV (10,8 km in cavo), Bassanello - Brentelle 132 kV (7,5 km in cavo), Canevari - Molassana 132 kV (5,8 km in cavo);
realizzazione di n. 2 collegamenti brevi a 132 kV tra impianti adiacenti di cui: n. 1 di 0,3 km in cavo e n. 1 di 0,1 km in aereo;
acquisizione da Terzi di n. 3 linee a 150 kV per complessivi 146,2 km di terna: Italcementi Castrovillari - Italcementi Matera 150 kV (125,0 km in aereo), Morcone - Pontelandolfo 150 kV (13,5 km in aereo) e Castelpagano - Morcone 150 kV (7,7 km in aereo);
realizzazione di n. 8 derivazioni in entra esce su linee in esercizio con un incremento complessivo pari ad altrettante terne e a 0,8 km di terna, di cui: + 4 linee e + 0,6 km a 150 kV, + 3 linee e + 0,2 km a 132 kV, + 1 linea a 60 kV;
realizzazione di varianti, derivazioni rigide, modifiche di tracciato e/o di assetto rete con un incremento complessivo pari a 33,2 km di terna, di cui: + 11,1 km a 220 kV, + 2,2 km a 150 kV, + 23,0 km a 132 kV, + 0,1 km a 66 kV, - 3,4 km a 60 kV;
declassamento da 220 kV a 132 kV di n. 2 linee in aereo per complessivi 66,9 km;
demolizione di n. 14 linee e di ulteriori parti di linea per complessivi 345,9 km di terna, di cui: n. 3 linee e 25,8 km a 220 kV, n. 1 linea e 7,8 km a 150 kV, n. 8 linee e 241,5 km a 132 kV, n. 2 linee e 61,7 km a 70 kV, 2,1 km a 60 kV, 7,1 km a 50 kV;
cessione a Terzi di n. 6 linee per complessivi 3,6 km di terna, di cui n. 5 linee e 3,2 km a 220 kV in cavo e n.1 linea e 0,3 km a 132 kV in aereo.

Va segnalato inoltre che l'identificazione degli elettrodotti attraverso il codice di sede tecnica, adottata a partire dalla Consistenza di quest'anno, ha implicato a parità di perimetro un aumento di n. 31 unità nel numero delle linee.

MON.ITA.

A precisazione di quanto già riportato nei punti precedenti, si segnala l'entrata in esercizio del collegamento sottomarino in corrente continua (HVDC) a 500 kV tra Italia e Montenegro con la seguente configurazione iniziale:

impianto di conversione di Cepagatti (IT) comprendente due moduli di conversione indipendenti, il primo dei quali è esercito dall'Interconnector;
impianto di conversione di Kotor (ME) comprendente due moduli di conversione indipendenti;
polo 1 del collegamento, costituito da:
- 16 km di cavo interrato AT (lato Italia) di competenza dell'Interconnector;
- 423 km di cavo sottomarino AT, di cui i primi 167 km sono di competenza dell'Interconnector;
6 km di cavo interrato AT (lato Montenegro).

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 Oneri/proventi 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 Attività Regolate	2.055,0	"Ricavi delle vendite e prestazioni" per 2.287,9 milioni di euro,
Ricavi Attività Non Regolate	211,7	"Altri ricavi e proventi" per 56,9 milioni di euro, al netto dei costi delle attività all'estero, "Costo del personale" per 0,1 milioni di euro, "Materie prime e materiali di consumo utilizzati" per
Ricavi Attività all'estero	28,4	49,0 milioni di euro, "Servizi" per 0,5 milioni di euro, "Altri costi operativi" per 0,1 milioni di euro
Costo del personale	251,6	"Costo del personale" al netto dei costi di costruzione delle attività in concessione ex IFRIC 12 Italia (5,0 milioni di euro) e dei "Costi del personale" delle attività all'estero (0,1 milioni di euro)
Servizi e godimento beni di terzi	171,8	"Servizi" al netto dei costi di costruzione delle attività in concessione ex IFRIC 12 Italia (15,0 milioni di euro) e dei costi delle attività all'estero (0,5 milioni di euro)
Materiali	86,2	"Materie prime e materiali di consumo utilizzati" al netto dei costi di costruzione delle attività in concessione ex IFRIC 12 Italia (7,6 milioni di euro) e dei costi delle attività all'estero (49,0 milioni di euro)
Altri costi	16,1	"Altri costi operativi" al netto dei costi delle attività all'estero
Qualità del servizio	0,6	(0,1 milioni di euro)
	5,0	"Costo del personale"
Costi di costruzione attività in concessione	15,0	"Servizi"
	7,6	"Materie prime e materiali di consumo utilizzati"
Proventi/(oneri) finanziari netti	(77,7)	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	501,6	"Partecipazioni valutate con il metodo del Patrimonio Netto", "Altre attività non correnti" e "Attività finanziarie non correnti" al netto del valore dei derivati FVH (45,0 milioni di euro)
Debiti netti partite energia passanti	(575,8)	"Crediti commerciali" per il valore dei crediti per ricavi energia di natura passante (758,4 milioni di euro) e "Debiti commerciali" per il valore dei debiti per costi energia di natura passante (1.334,2 milioni di euro)
Crediti netti partite energia a margine	320,4	"Crediti commerciali" per il valore dei crediti per CTR e partite a margine (345,0 milioni di euro) e "Debiti commerciali" per il valore dei debiti energia a margine (24,6 milioni di euro)
Debiti netti commerciali	(899,1)	"Debiti commerciali" al netto del valore dei debiti per costi energia di natura passante (1.334,2 milioni di euro) e dei debiti energia a margine (24,6 milioni di euro) e "Crediti commerciali" al netto del valore dei crediti per ricavi energia di natura passante (758,4 milioni di euro) e dei crediti per CTR e partite a margine (345,0 milioni di euro)
Debiti tributari netti	(5,3)	"Crediti per imposte sul reddito", "Altre attività correnti" per il valore degli altri crediti tributari (23,2 milioni di euro), "Altre passività correnti" per l'importo degli altri debiti tributari (21,9 milioni di euro) e "Debiti per imposte sul reddito"
Altre passività nette	(1.048,0)	"Altre passività non correnti", "Altre passività correnti" al netto degli altri debiti tributari (21,9 milioni di euro), "Rimanenze" e "Altre attività correnti" al netto degli altri crediti tributari (23,2 milioni di euro)
Fondi diversi	(210,2)	"Benefici per i dipendenti", "Fondi rischi ed oneri futuri" e "Attività per imposte anticipate"
Indebitamento finanziario netto	8.258,6	"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", "Passività finanziarie correnti" e "Attività finanziarie non correnti" per il valore dei derivati FVH (45,0 milioni di euro)

PROSPETTO DI INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO DEL GRUPPO	EURO MILIONI	PROSPETTO CONTABILE DELLA SITUAZIONE PATRIMONIALE FINANZIARIA CONSOLIDATA
"Prestiti obbligazionari" e "Finanziamenti"	9.607,2	Corrisponde a "Finanziamenti a lungo termine" e a "Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine"
"Strumenti finanziari derivati" - a breve e a medio e lungo termine	115,3	Corrisponde a "Passività finanziarie non correnti", "Attività finanziarie correnti" per il valore del derivato CFH (0,1 milioni di euro) e "Attività finanziarie non correnti" per il valore dei derivati FVH (45,0 milioni di euro)
Altre passività finanziarie correnti nette	81,8	Corrisponde a "Attività finanziarie correnti" per il valore dei ratei attivi finanziari (5,9 milioni di euro) e "Passività finanziarie correnti" al netto del derivato CFH (0,3 milioni di euro)
Attività finanziarie	(513,3)	Corrisponde a "Attività finanziarie correnti" per il valore dei Titoli di Stato (513,3 milioni di euro)

RICONCILIAZIONE DEL CASH FLOW DEL GRUPPO TERNA

				(€/milioni)
	CASH FLOW 2019	RICONCILIAZ. PROSPETTI CONTABILI	CASH FLOW 2018	RICONCILIAZ. PROSPETTI CONTABILI
- Utile Netto dell'esercizio	763,9		711,6
- Ammortamenti e svalutazioni	586,1		554,1
- Variazioni nette dei fondi	(97,3)		(48,3)
Benefici per i dipendenti		(5,5)		(11,3)
Fondi rischi ed oneri futuri		(31,1)		(25,1)
Attività per imposte anticipate		(60,7)		(3,3)
Passività per imposte differite		-		(8,6)
- Perdite (Utili) su dismissioni cespiti nette (1)	(12,9)		(3,5)
Autofinanziamento (Operating Cash Flow)	1.239,8		1.213,9
- Variazione del capitale circolante netto	386,2		336,6
Rimanenze		12,5		(0,4)
Crediti commerciali		(122,8)		75,5
Crediti per imposte sul reddito		14,1		17,6
Altre attività correnti		(33,3)		53,1
Debiti commerciali		(94,4)		16,2
Debiti per imposte sul reddito		6,7		5,1
Altre passività		603,4		169,5
- Altre variazioni delle Immobilizzazioni	(134,9)		(76,0)
Attività immateriali (2)		0,5		(9,3)
Immobili impianti e macchinari (3)		46,3		45,3
Attività finanziarie non correnti		(177,3)		(113,2)
Altre attività non correnti		(1,1)		(0,6)
Partecipazioni valutate a patrimonio netto		(3,3)		1,8
Flusso delle attività operative	1.491,1		1.474,5
(Cash Flow from Operating Activities)
Investimenti
- Investimenti complessivi	(1.264,1)		(1.091,1)
Immobili impianti e macchinari (3)		(1.182,9)		(1.034,7)
Attività immateriali (2)		(81,2)		(56,4)
Totale flusso monetario da (per) attività di investimento Flusso di cassa disponibile	(1.264,1)		(1.091,1)
(Free Cash Flow)	227,0		383,4
- Riserva di patrimonio netto cash flow hedge al netto
dell'effetto fiscale e altri movimenti del patrimonio	(106,5)		(39,6)
netto di Gruppo (4)
- Altri movimenti patrimonio netto delle minoranze	-		4,3
- Dividendi agli azionisti della Capogruppo (4)	(479,7)		(451,1)
Variazione indebitamento finanziario netto	(359,2)		(103,0)
- Variazione dei finanziamenti	87,7		(557,3)
Attività finanziarie non correnti		(45,0)		4,3
Attività finanziarie correnti		(114,8)		(404,3)
Passività finanziarie non correnti		101,2		48,7
Finanziamenti a lungo termine		1.253,1		(444,0)
Finanziamenti a breve termine		-		(93,0)
Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine		(1.104,1)		346,3
Passività finanziarie correnti		(2,7)		(15,3)
- Variazione disponibilità liquide e mezzi equivalenti	(271,5)		(660,3)

(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.

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	1.838,5	"Ricavi delle vendite e prestazioni"
Ricavi da costruzione attività in concessione	27,6	"Ricavi delle vendite e prestazioni"
Altri ricavi di gestione	188,4	"Ricavi delle vendite e prestazioni" per 107,2 milioni di euro e "Altri ricavi e proventi"
Costo del personale	60,0	"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	354,5	"Servizi" al netto dei costi di costruzione delle attività in concessione ex IFRIC 12 (23,8 milioni di euro)
Materiali	1,2	"Materie prime e materiali di consumo utilizzati" al netto dei costi di costruzione delle attività in concessione ex IFRIC 12 (3,5 milioni di euro)
Altri costi	7,1
Qualità del servizio	0,6	Altri costi operativi
	0,3	"Costo del personale"
Costi di costruzione attività in concessione	23,8	"Servizi"
	3,5	"Materie prime e materiali di consumo utilizzati"
Proventi/(oneri) finanziari netti	(63,6)	Punti 1 e 2 della lettera C-"Proventi/oneri finanziari"

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SITUAZIONE PATRIMONIALE FINANZIARIA RICLASSIFICATA DI TERNA	EURO MILIONI	PROSPETTO CONTABILE DELLA SITUAZIONE PATRIMONIALE FINANZIARIA
Attività finanziarie	1.279,1	"Attività finanziarie non correnti" al netto dei finanziamenti verso controllate (24,1 milioni di euro) e del valore dei derivati FVH (45,0 milioni di euro) e "Altre attività non correnti"
Debiti netti partite energia passanti	(598,6)	"Crediti commerciali" per il valore dei crediti per ricavi energia di natura passante (758,4 milioni di euro) e "Debiti commerciali" per il valore dei debiti per costi energia di natura passante (1.357 milioni di euro)
Crediti netti partite energia a margine	320,4	"Crediti commerciali" per il valore dei crediti per CTR e partite a margine (345,0 milioni di euro) e "Debiti commerciali" per il valore dei debiti energia a margine (24,6 milioni di euro)
Debiti netti commerciali	(592,5)	"Debiti commerciali" al netto del valore dei debiti per costi energia di natura passante (1.357 milioni di euro) e dei debiti energia a margine (24,6 milioni di euro) e "Crediti commerciali" al netto del valore dei crediti per ricavi energia di natura passante (758,4 milioni di euro) e dei crediti per CTR e partite a margine (345,0 milioni di euro)
Debiti tributari netti	(79,3)	"Crediti per imposte sul reddito", "Altre attività correnti" per il valore degli altri crediti tributari (6,5 milioni di euro), "Altre passività correnti" per l'importo degli altri debiti tributari (71,9 milioni di euro) e "Debiti per imposte sul reddito"
Altre passività nette	(567,4)	"Altre passività non correnti", "Altre passività correnti" al netto degli altri debiti tributari (71,9 milioni di euro), "Rimanenze" e "Altre attività correnti" al netto degli altri crediti tributari (6,5 milioni di euro)
Fondi diversi	(121,1)	"Benefici per i dipendenti", "Fondi rischi ed oneri futuri" e "Attività per imposte anticipate"
Indebitamento finanziario netto	8.361,6	"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 derivati FVH (45,0 milioni di euro) e dei finanziamenti verso controllate (24,1 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"	9.422,8	Corrisponde a "Finanziamenti a lungo termine" e a "Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine"
"Strumenti finanziari derivati"	114,0	Corrisponde a "Passività finanziarie non correnti"
"Finanziamenti a breve termine e altre passività finanziarie"	81,4	Corrisponde a "Passività finanziarie correnti" e "Attività finanziarie correnti" per il valore dei ratei attivi finanziari (5,9 milioni di euro)
"Disponibilità liquide e mezzi equivalenti (incluso il saldo netto dei c/c intersocietari)"	(719,2)	Corrisponde a "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti"
"Finanziamento a lungo e a breve verso controllate"	(24,1)	Corrisponde a "Attività finanziarie non correnti" per 24,1 milioni di euro
"Attività finanziarie"	(513,3)	Corrisponde a "Attività finanziarie correnti" per il valore dei Titoli di Stato (513,3 milionidi euro)

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

				(€/milioni)
	CASH FLOW 2019	RICONCILIAZ. PROSPETTI CONTABILI	CASH FLOW 2018	RICONCILIAZ. PROSPETTI CONTABILI
- Utile Netto dell'esercizio	713,5		661,3
- Ammortamenti e svalutazioni	540,7		517,9
- Variazioni nette dei fondi	(86,3)		(66,1)
Benefici per i dipendenti		(0,1)		(0,9)
Fondo rischi ed oneri futuri		(34,8)		(29,7)
Attività per imposte anticipate		(51,4)		(18,2)
Passività per imposte differite		-		(17,3)
- Perdite (Utili) su dismissioni cespiti nette (1)	(11,2)		(3,0)
Autofinanziamento	1.156,7		1.110,1
(Operating Cash Flow)
- Variazione del capitale circolante netto	130,5		243,0
Rimanenze		-		5,3
Crediti commerciali		(69,2)		51,9
Crediti per imposte sul reddito		12,5		41,9
Altre attività correnti		(5,8)		42,7
Debiti commerciali		(82,4)		7,0
Debiti per imposte sul reddito		9,3		8,1
Altre passività		266,1		86,1
- Altre variazioni delle Immobilizzazioni	81,9		(36,6)
Immobili impianti e macchinari (2)		275,4		36,8
Attività immateriali (3)		0,2		1,9
Attività finanziarie non correnti		(193,9)		(74,6)
Altre attività non correnti		0,2		(0,7)
Flusso di Cassa delle Attività Operative (Cash Flow from Operating Activities)	1.369,1		1.316,5
Investimenti
- Investimenti complessivi	(1.045,6)		(886,1)
Immobili, impianti e macchinari (2)		(976,9)		(834,3)
Attività immateriali (3)		(68,7)		(51,8)
Totale flusso monetario da (per) attività di	(1.045,6)		(886,1)
investimento
Flusso di cassa disponibile (Free Cash Flow)	323,5		430,4
- Dividendi (4)	(479,7)		(451,1)
- Riserva di patrimonio netto cash flow hedge al	(103,6)		(34,6)
netto dell'effetto fiscale e altre movimentazioni del Patrimonio netto (4)
Variazione indebitamento finanziario netto	(259,8)		(55,3)
- Variazione dei finanziamenti	33,9		(677,8)
Attività finanziarie correnti		(25,2)		(493,8)
Attività finanziarie non correnti		(59,1)		(6,8)
Passività finanziarie non correnti		99,9		49,2
Finanziamenti a lungo termine		1.133,5		(466,6)
Finanziamenti a breve termine		-		(90,0)
Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine		(1.112,4)		345,8
Passività finanziarie correnti		(2,8)		(15,6)
- Variazione disponibilità liquide e mezzi equivalenti	(225,9)		(733,1)

(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.

Al centro della transizione energetica | Il nuovo contesto di riferimento | La strategia e il business del Gruppo | Le performance | Allegati

BILANCIO CONSOLIDATO

Indice

Prospetti contabili consolidati	170
Conto economico consolidato	170
Conto economico complessivo consolidato	171
Prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria consolidata	172
Prospetto delle variazioni del patrimonio netto consolidato	174
Rendiconto finanziario consolidato	176
Nota illustrativa	178
A. Principi contabili e criteri di valutazione	178
B. Informazioni sul conto economico consolidato	197
C. Settori operativi	205
D. Informazioni sul prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria consolidata	207
E. Impegni e rischi	225
F. Aggregazione di imprese	231
G. Rapporti con parti correlate	232
H. Eventi e operazioni significative non ricorrenti, operazioni atipiche o inusuali	234
I. Note esplicative al rendiconto finanziario	234
L. Erogazioni pubbliche	234
M. Fatti di rilievo successivi alla chiusura dell'esercizio	236
Informazioni ai sensi dell'art. 149-duodecies del
Regolamento Emittenti CONSOB	239
Attestazione del bilancio consolidato ai sensi dell'art. 81-ter
del Regolamento CONSOB n. 11971 del 14 maggio 1999
e successive modifiche e integrazioni	240
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 2019	242

Prospetti contabili consolidati

Conto economico consolidato

			(€/milioni)
	NOTE	2019	2018
A - RICAVI
1. Ricavi delle vendite e prestazioni	1	2.287,9	2.272,5
di cui verso parti correlate		1.632,8	1.603,6
2. Altri ricavi e proventi	2	56,9	46,6
di cui verso parti correlate		4,9	16,1
Totale ricavi		2.344,8	2.319,1
B - COSTI OPERATIVI
1. Materie prime e materiali di consumo utilizzati	3	142,8	204,4
di cui verso parti correlate		0,3	0,2
2. Servizi	4	187,3	191,2
di cui verso parti correlate		17,1	19,7
3. Costo del personale	5	256,7	244,1
- costo del personale lordo		334,2	312,3
- costo del personale capitalizzato		(77,5)	(68,2)
di cui verso parti correlate		2,9	2,9
4. Ammortamenti e svalutazioni	6	586,1	554,1
5. Altri costi operativi	7	16,8	28,8
di cui verso parti correlate		0,1	0,1
Totale costi		1.189,7	1.222,6
A-B RISULTATO OPERATIVO		1.155,1	1.096,5
C - PROVENTI/(ONERI) FINANZIARI
1. Proventi finanziari	8	11,3	6,9
2. Oneri finanziari	8	(92,3)	(98,3)
di cui verso parti correlate		(0,3)	(3,1)
3. Quota dei proventi /(oneri) derivanti dalle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	9	3,3	2,6
D - RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE		1.077,4	1.007,7
E - IMPOSTE DEL'ESERCIZIO	10	313,5	296,1
F - UTILE NETTO DELL'ESERCIZIO		763,9	711,6
Utile di pertinenza degli Azionisti della Capogruppo		757,3	706,6
Utile di pertinenza degli Azionisti Terzi		6,6	5,0
Utile per azione	11
Utile base per azione		0,377	0,352
Utile diluito per azione		0,377	0,352

Conto economico complessivo consolidato

			(€/milioni)
	NOTE	2019	2018
UTILE NETTO DELL'ESERCIZIO		763,9	711,6
Altre componenti del conto economico complessivo dell'esercizio che saranno successivamente rilasciate a conto economico
- Cash flow hedge	23	(93,7)	(32,1)
- Attività finanziarie al fair value con effetto al conto economico complessivo	23	0,6	1,1
- Differenze cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro	23	(0,6)	(4,8)
- Costo della copertura	23	(11,6)	(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	23	(2,1)	0,9
UTILE NETTO COMPLESSIVO DELL'ESERCIZIO		656,5	674,9
UTILE NETTO COMPLESSIVO DELL'ESERCIZIO ATTRIBUIBILE A:
Azionisti della Capogruppo		649,9	669,9
Azionisti Terzi		6,6	5,0

			(€/milioni)
	NOTE	AL 31.12.2019	AL 31.12.2018
A - ATTIVITÀ NON CORRENTI
1. Immobili, impianti e macchinari	12	13.864,2	13.244,3
di cui verso parti correlate		45,3	40,9
2. Avviamento	13	230,1	230,1
3. Attività immateriali	14	312,6	289,3
4. Attività per imposte anticipate	15	64,0	3,3
5. Partecipazioni valutate con il metodo del Patrimonio Netto	16	79,4	76,1
6. Attività finanziarie non correnti	17	451,3	229,0
7. Altre attività non correnti	18	15,9	14,8
Totale attività non correnti		15.017,5	14.086,9
B - ATTIVITÀ CORRENTI
1. Rimanenze	19	50,9	63,4
2. Crediti commerciali	20	1.290,7	1.167,0
di cui verso parti correlate		423,2	409,7
3. Attività finanziarie correnti	17	519,3	404,5
4. Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	21	1.057,4	1.328,9
di cui verso parti correlate		0,1	0,1
5. Crediti per imposte sul reddito	22	5,2	19,3
6. Altre attività correnti	18	62,7	86,0
di cui verso parti correlate		-	3,3
Totale attività correnti		2.986,2	3.069,1
TOTALE ATTIVITÀ		18.003,7	17.156,0
			(segue)

Prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria consolidata

172 TERNA S.P.A. E GRUPPO TERNA | RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2019

NOTE AL 31.12.2019 AL 31.12.2018 C - PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO 1. Capitale sociale 442,2 442,2 2. Altre riserve 681,7 788,5 3. Utile e perdite accumulate 2.478,3 2.240,1 4. Acconto dividendo (169,2) (158,2) 5. Utile netto dell'esercizio 757,3 706,6 Totale patrimonio netto di Gruppo 23 4.190,3 4.019,2 D - PATRIMONIO NETTO DI TERZI 23 41,6 35,0 Totale patrimonio netto Gruppo e terzi 4.231,9 4.054,2 E - PASSIVITÀ NON CORRENTI 1. Finanziamenti a lungo termine 24 9.480,7 8.227,6 2. Benefici per i dipendenti 25 63,9 69,4 3. Fondi rischi e oneri 26 210,3 241,4 4. Passività finanziarie non correnti 24 160,4 59,2 5. Altre passività non correnti 27 834,9 373,8 Totale passività non correnti 10.750,2 8.971,4 F - PASSIVITÀ CORRENTI 1. Finanziamenti a breve termine 24 25,0 25,0 2. Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine 24 126,5 1.230,6 di cui verso parti correlate - 500,0 3. Debiti commerciali 28 2.445,2 2.539,6 di cui verso parti correlate 85,5 66,7 4. Debiti per imposte sul reddito 28 11,8 5,1 5. Passività finanziarie correnti 24 87,7 90,4 di cui verso parti correlate - 0,5 6. Altre passività correnti 28 325,4 239,7 di cui verso parti correlate 20,9 14,7 Totale passività correnti 3.021,6 4.130,4 TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO 18.003,7 17.156,0	(segue)		(€/milioni)

Prospetto delle variazioni del patrimonio netto consolidato

31 DICEMBRE 2018 - 31 DICEMBRE 2019 CAPITALE SOCIALE E RISERVE DEL GRUPPO (€/milioni)

	CAPITALE SOCIALE	RISERVA LEGALE	RISERVA SOVRAPPREZZO AZIONI	RISERVA CASH FLOW HEDGE
PATRIMONIO NETTO AL 31 DICEMBRE 2018	442,2	88,4	20,0	(46,6)
UTILE NETTO DELL'ESERCIZIO
ALTRE COMPONENTI DEL CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO:
- Variazione fair value derivati cash flow hedge	-	-	-	(93,7)
- Utili (perdite) attuariali su Benefici ai dipendenti	-	-	-	-
- Differenze di cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro	-	-	-	-
- Attività finanziarie al fair value con effetto al conto economico complessivo	-	-	-	-
- Costo della copertura	-	-	-	(11,6)
Totale altre componenti del conto economico complessivo	-	-	-	(105,3)
UTILE NETTO COMPLESSIVO	-	-	-	(105,3)
OPERAZIONI CON GLI AZIONISTI:
- Destinazione Risultato 2018:
Utili portati a nuovo	-	-	-	-
Dividendi	-	-	-	-
- Acconto dividendo 2019	-	-	-	-
Totale operazioni con gli azionisti	-	-	-	-
Altre variazioni	-	-	-	-
Totale altre variazioni	-	-	-	-
PATRIMONIO NETTO AL 31 DICEMBRE 2019	442,2	88,4	20,0	(151,9)

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	-	-	-	(32,1)
- Utili (perdite) attuariali su Benefici ai dipendenti	-	-	-	-
- Differenze di cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro	-	-	-	-
- Attività finanziarie al fair value con effetto al conto economico complessivo	-	-	-	-
- Costo della copertura	-	-	-	(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)

(€/milioni)
PATRIMONIO NETTO GRUPPO E TERZI	PATRIMONIO NETTO DI TERZI	PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO	UTILE NETTO DELL'ESERCIZIO	ACCONTO DIVIDENDO	UTILI E PERDITE ACCUMULATE	ALTRE RISERVE
4.054,2	35,0	4.019,2	706,6	(158,2)	2.240,1	726,7
763,9	6,6	757,3	757,3

(93,7)	-	(93,7)	-	-	-	-
(2,1)	-	(2,1)	-	-	-	(2,1)
(0,6)	-	(0,6)	-	-	(0,6)	-
0,6	-	0,6	-	-	-	0,6
(11,6)	-	(11,6)	-	-	-	-
(107,4)	-	(107,4)	-	-	(0,6)	(1,5)
656,5	6,6	649,9	757,3	-	(0,6)	(1,5)

	-	-	(237,9)	-	237,9	-

(310,5)	-	(310,5)	(468,7)	158,2	-	-
(169,2)	-	(169,2)	-	(169,2)	-	-
(479,7)	-	(479,7)	(706,6)	(11,0)	237,9	-
0,9	-	0,9	-	-	0,9	-
0,9	-	0,9	-	-	0,9	-

Prospetto delle variazioni del patrimonio netto consolidato

PATRIMONIO NETTO AL 31 DICEMBRE 2019 442,2 88,4 20,0 (151,9) 725,2 2.478,3 (169,2) 757,3 4.190,3 41,6 4.231,9

31 DICEMBRE 2018 - 31 DICEMBRE 2019

31 DICEMBRE 2017 - 31 DICEMBRE 2018

(€/million

	UTILI 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	-	0,9
-	(4,8)	-	-	(4,8)	-	(4,8)

1,1	-	-	-	1,1	-	1,1
-	-	-	-	(1,8)	-	(1,8)
2,0	(4,8)	-	-	(36,7)	-	(36,7)
2,0	(4,8)	-	706,6	669,9	5,0	674,9


-	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)	-	(451,1)
-	-	-	-	-	4,9	4,9
-	0,1	-	-	0,1	-	0,1
-	0,1	-	-	0,1	4,9	5,0
726,7	2.240,1	(158,2)	706,6	4.019,2	35,0	4.054,2

Rendiconto finanziario consolidato

		(€/milioni)
	2019	2018
UTILE NETTO DELL'ESERCIZIO	763,9	711,6
RETTIFICHE PER:
Ammortamenti, perdite di valore/(rivalutazioni) di attività materiali e immateriali non correnti*	577,6	545,0
Accantonamenti ai fondi (incluso fondi del personale) e svalutazioni	30,3	43,2
(Plusvalenze)/Minusvalenze da alienazione attività materiali	(12,9)	(3,5)
(Proventi)/Oneri finanziari	75,2	91,5
Imposte sul reddito	311,9	296,1
CASH FLOW DA ATTIVITÀ OPERATIVA PRIMA DELLE VARIAZIONI DEL CCN	1.746,0	1.683,9
Incremento/(decremento) fondi (incluso fondi del personale e imposte)	(69,5)	(54,5)
(Incremento)/decremento di rimanenze	12,5	(0,4)
(Incremento)/decremento di crediti commerciali e altre attività correnti	(111,9)	129,2
Incremento/(decremento) di debiti commerciali e altre passività correnti	(10,5)	62,7
Incremento/(decremento) di altre passività non correnti	427,5	128,0
(Incremento)/decremento di altre attività non correnti	(178,6)	(115,0)
Interessi attivi, dividendi ed altri proventi finanziari incassati	24,1	5,0
Interessi passivi ed altri oneri finanziari pagati	(225,3)	(230,0)
Imposte pagate	(318,9)	(302,3)
CASH FLOW DA ATTIVITÀ OPERATIVA [A]	1.295,4	1.306,6
- di cui verso parti correlate	14,3	24,1
Investimenti in attività materiali non correnti al netto dei contributi incassati	(1.121,0)	(992,5)
Ricavo dalla vendita di attività materiali e immateriali non correnti e altre movimentazioni	19,2	12,7
Oneri finanziari capitalizzati	12,1	15,1
Investimenti in attività immateriali non correnti al netto dei contributi incassati	(81,2)	(56,4)
Rilevazione Attività immateriali e Immobili, impianti e macchinari nuove acquisizioni	-	(17,6)
(Incremento)/decremento delle partecipazioni in società collegate	(3,3)	1,8
CASH FLOW DA ATTIVITÀ D'INVESTIMENTO [B]	(1.174,2)	(1.036,9)
- di cui verso parti correlate	(4,4)	(14,7)
Incremento/(decremento) dell'Utile e perdite accumulate (modifica dei principi contabili)	-	(2,9)
Dividendi pagati	(475,2)	(451,1)
Variazioni dei debiti finanziari a breve e a medio\lungo termine (compresa quota a breve)**	192,0	(78,8)
Variazioni degli impieghi finanziari a breve termine	(109,5)	(401,5)
Rilevazione del patrimonio netto delle minoranze nuove acquisizioni	-	4,9
Incremento/(decremento) del patrimonio netto delle minoranze	-	(0,6)
CASH FLOW DA ATTIVITÀ DI FINANZIAMENTO [C]	(392,7)	(930,0)
- di cui verso parti correlate	(500,0)	-
INCREMENTO/(DECREMENTO CASSA ED EQUIVALENTI DI CASSA [A+B+C]	(271,5)	(660,3)
Cassa ed equivalenti di cassa all'inizio dell'esercizio	1.328,9	1.989,2
Cassa ed equivalenti di cassa alla fine dell'esercizio	1.057,4	1.328,9

* 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, inclusa la variazione dei diritti d'uso per cassa.

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 2019 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 10 marzo 2020.

Il Bilancio Consolidato per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2019 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 74 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 2019 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 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 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 alla prima cifra decimale, tranne quando diversamente indicato.

Si rileva altresì che alcuni saldi del bilancio al 31 dicembre 2018, al fine di una migliore esposizione comparativa, sono stati riesposti, senza peraltro modificare i valori di patrimonio netto al 31 dicembre 2018 e del Conto economico e del Conto economico complessivo 2018.

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.

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. Le perdite di valore sono determinate in applicazione del principio IFRS 9 (modello Expected Credit Loss): il Gruppo considera le perdite su crediti attese, e le relative variazioni, a ogni data di riferimento del bilancio.

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

Sono oggetto di stima da parte della il 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	300.000	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.
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.
PI.SA. 2 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 Italia - Francia.

* 5% detenuto da Terna Rete Italia S.p.A. e 30% detenuto da Transenergia S.r.l., non appartenente al Gruppo Terna.

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	2.030.800.000	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.	Rio de Janeiro (Brasile)	Real	42.474.716	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.	Rio de Janeiro (Brasile)	Real	153.714.431	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	77.043.000	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.
Terna 4 Chacas S.A.C.	Lima (Perù)	Nuovo sol	1.000	99,99%*	Integrale
Attività	Responsabile della realizzazione di una nuova linea elettrica di 16 km in Perù.
SPE Transmissora de energia Linha Verde II S.A.	Belo Horizonte (Brasile)	Real	33.729.548	75%**	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.

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

** 25% Quebec Holding Eireli, non appartenente al Gruppo Terna.

DENOMINAZIONE	SEDE LEGALE	VALUTA	CAPITALE SOCIALE	% DI PARTECIPAZIONE	METODO DI CONSOLIDAMENTO
CONTROLLATE TRAMITE TERNA ENERGY SOLUTIONS S.R.L.
Tamini Trasformatori S.r.l.	Legnano (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
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 Attività 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., non appartenente al Gruppo Terna.

Rispetto alla situazione al 31 dicembre 2018 si segnala:

in data 15 febbraio 2019 è stata costituita la Società PI.SA 2 S.r.l. interamente partecipata da Terna S.p.A., a seguito della rimodulazione del perimetro regolato dell'interconnessione Italia-Francia;
il 6 agosto 2019 è stata costituita la società Terna 4 Chacas S.A.C., il cui capitale è detenuto al 99,99999% da Terna Plus S.r.l. e per la restante parte da Terna Chile S.p.A., facendo seguito all'accordo siglato nel 2016 per avviare i lavori di realizzazione di una nuova linea elettrica di 16 km in Perù;
in data 11 novembre 2019 Terna, tramite la sua controllata Terna Plus S.r.l., ha perfezionato il closing dell'operazione con Construtora Quebec con cui si è conseguita l'acquisizione di una quota pari al 75% della società per azioni di diritto brasiliano SPE Transmissora de energia Linha Verde II S.A.;
in data 17 dicembre 2019 si è conclusa la cessione della società Monita Interconnector s.r.l. a Interconnector Energy Italia s.c.p.a..

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 il controllo congiunto 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 31.12.2019 EURO MILIONI
SOCIETÀ COLLEGATE
Cesi S.p.A.	Milano	Euro	8.550.000	7.035.999	42,698%	Equity Method	52,2
Attività	Ricerca sperimentale e prestazione di servizi inerenti l'elettrotecnica.
Coreso S.A.	Bruxelles (Belgio)	Euro	1.000.000	344.600	15,84%	Equity Method	0,5
Centro tecnico di proprietà di diversi operatori di trasmissione di energia elettrica, che svolge attività 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	4.182.134	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	(187.909)	50%	Equity Method	-
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 2019 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.

Sono inoltre inclusi i diritti d'uso acquisiti, ai sensi del principio IFRS 16, con i contratti di leasing passivi e relativi all'utilizzo di immobili, impianti e macchinari. La corrispondente passività, pari al valore attuale dei canoni residui, è rappresentata tra i debiti finanziari. Le attività consistenti nel diritto di utilizzo sono ammortizzate dalla commencement date alla fine della vita utile dell'attività sottostante o, se anteriore, al termine della durata del leasing.

Nel determinare la durata del leasing e la durata del periodo di leasing non annullabile, il Gruppo ha tenuto conto delle condizioni contrattuali ed ha valutato il periodo di tempo durante il quale il contratto è esigibile.

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.

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 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 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 precedentemente. 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 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 e 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. Rientrano in questa categoria i titoli di stato detenuti dalla Capogruppo;
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.

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 principio IFRS 9 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. 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 secondo l'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.

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 dalla 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.

Il Gruppo 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, Ima31, Isp32, 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 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.

³¹ Indennità mensilità aggiuntive.

³² Indennità sostitutiva del preavviso.

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.

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, 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 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 2019 è pari a circa 0,9% (per il 2018 era pari al 1,23%).

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 2019

A partire dal 1° gennaio 2019 sono entrati in vigore un nuovo principio contabile, la cui applicazione non ha avuto impatti significativi per il Gruppo, ed alcuni nuovi emendamenti ai principi già applicabili.

IFRS 16 - Leases

Dal 1° gennaio 2019 il Gruppo Terna ha applicato per la prima volta il nuovo principio contabile internazionale IFRS 16.

In data 13 gennaio 2016 lo IASB ha emesso il Principio contabile Internazionale IFRS 16, omologato il 31 ottobre 2017 con regolamento 2017/1986, che sostituisce i principi IAS 17 Leases, IFRIC 4 Determining whether an Arrangement contains a Lease, SIC-15 Operating Leases-Incentives e SIC-27 Evaluating the Substance of Transactions Involving the Legal Form of a Lease.

Tale principio, che disciplina la contabilizzazione dei contratti di leasing, si basa sul criterio del controllo di un bene (c.d. Right of use), necessario per distinguere i contratti di leasing da quelli per servizi, sulla base di alcuni elementi, quali: identificazione del bene oggetto del leasing, diritto di sostituzione dello stesso, diritto ad ottenere tutti i benefici economici derivanti dall'utilizzo del bene ed il diritto di governare l'uso del bene sottostante il contratto.

In particolare, l'IFRS 16 stabilisce i principi per la rilevazione, la misurazione, la presentazione e l'informativa dei contratti di leasing e richiede ai locatari di contabilizzare tutti i contratti di leasing seguendo un unico modello contabile in bilancio simile alla contabilizzazione dei leasing finanziari che erano disciplinati dallo IAS 17.

Tra le novità, superando la distinzione fra leasing operativo e finanziario, il nuovo principio fonda la rappresentazione contabile sul cosiddetto right of use approach, che uniforma per il locatario la contabilizzazione di qualsiasi tipologia di leasing. Secondo il modello contabile previsto dal Principio, alla data di inizio di un leasing, il locatario rileverà una passività finanziaria pari al valore attuale dei canoni di locazione futuri (la passività per il leasing) e un'attività che rappresenta il diritto di utilizzare l'attività sottostante per la durata del leasing (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.

Ai locatari è inoltre richiesto di riconsiderare l'importo della passività relativa al leasing al verificarsi di determinati eventi quali, ad esempio, la variazione della durata del leasing o dei canoni futuri. Il locatario, in via generale, rileverà la differenza da rimisurazione dell'ammontare della passività di leasing come rettifica del diritto d'uso.

Il principio include inoltre due deroghe alla rilevazione per i locatari, quali: (i) leasing di beni di valore modesto (ad es. Personal computer o comunque contratti con bene sottostante con un valore unitario inferiore ai 5.000\$) e (ii) contratti di locazione a breve termine (cioè contratti di leasing con una durata minore o uguale a 12 mesi).

I locatori continueranno a rilevare i contratti di leasing utilizzando lo stesso principio di classificazione previsto dallo IAS 17, distinguendo quindi le due tipologie di leasing: leasing operativo e finanziario.

Il Gruppo Terna ha adottato il nuovo Standard a partire dal 1° gennaio 2019, rilevando gli effetti connessi alle fattispecie esistenti alla data di prima applicazione senza effettuare il restatement del periodo precedente posto a confronto (c.d. Modified retrospective option) conformemente a quanto previsto dal paragrafo C8b) del principio, rilevando per i leasing classificati in precedenza come leasing operativi (ex IAS 17):

a) la passività finanziaria del leasing, pari al valore attuale dei pagamenti residui dovuti per il leasing, attualizzati utilizzando il tasso di finanziamento marginale del locatario alla data dell'applicazione iniziale;
b) l'attività consistente nel diritto d'uso, 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 di applicazione iniziale.

Applicando tale modello, il Gruppo 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.

Il Gruppo ha scelto di avvalersi delle deroghe previste dal principio, ed in particolare non è stato applicato il principio IFRS 16 ai contratti di leasing a breve termine (con durata inferiore ai 12 mesi) ed i contratti con attività sottostante di valore modesto.

Il Gruppo Terna si è inoltre avvalso dagli espedienti pratici previsti dallo Standard, escludendo dall'analisi i contratti in scadenza entro 12 mesi dalla data di prima applicazione, e non applicando il principio ai contratti che non erano precedentemente identificati come leasing ai sensi dello IAS 17 e dell'IFRIC 4.

Il tasso di attualizzazione utilizzato in sede di transizione al nuovo principio è il tasso di finanziamento marginale del Gruppo al 1° gennaio 2019, declinato sulla base della durata contrattuale dei contratti.

Nel determinare la durata del leasing e nel valutare la durata del periodo non annullabile, il Gruppo ha considerato le condizioni contrattuali e ha determinato il periodo di tempo durante il quale il contratto è esigibile.

Ad ogni data di valutazione il Gruppo valuta, considerando tutti i fatti e le circostanze pertinenti che creano un incentivo economico, se vi è la ragionevole certezza di esercitare o meno l'opzione di proroga o di risoluzione del leasing.

Per il Gruppo, l'applicazione del nuovo principio non ha avuto un impatto significativo in bilancio. In particolare, gli effetti principali sono relativi alla contabilizzazione del diritto d'uso (e relativa passività finanziaria) per i contratti di noleggio della flotta aziendale, per i contratti di affitto degli appartamenti assegnati ai dipendenti, degli immobili uso ufficio e di terreni.

Di seguito sono rappresentati gli effetti derivanti dalla prima applicazione, al 1° gennaio 2019, del principio IFRS 16:

			(€/milioni)
	AL 31.12.2018	EFFETTO IFRS 16	RIESPOSTO AL 01.01.2019
A - ATTIVITÀ NON CORRENTI
1. Immobili, impianti e macchinari	13.244,3	28,6	13.272,9
2. Avviamento	230,1	-	230,1
3. Attività immateriali	289,3	-	289,3
4. Attività per imposte anticipate	3,3	-	3,3
5. Partecipazioni valutate con il metodo del Patrimonio Netto	76,1	-	76,1
6. Attività finanziarie non correnti	229,0	-	229,0
7. Altre attività non correnti	14,8	-	14,8
Totale attività non correnti	14.086,9	28,6	14.115,5
B - ATTIVITÀ CORRENTI
1. Rimanenze	63,4	-	63,4
2. Crediti commerciali	1.167,0	-	1.167,0
3. Attività finanziarie correnti	404,5	-	404,5
4. Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	1.328,9	-	1.328,9
5. Crediti per imposte sul reddito	19,3	-	19,3
6. Altre attività correnti	86,0	(7,2)	78,8
Totale attività correnti	3.069,1	(7,2)	3.061,9
TOTALE ATTIVITÀ	17.156,0	21,4	17.177,4
C - PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO
1. Capitale sociale	442,2	-	442,2
2. Altre riserve	788,5	-	788,5
3. Utile e perdite accumulate	2.240,1	-	2.240,1
4. Acconto dividendo	(158,2)	-	(158,2)
5. Utile netto dell'esercizio	706,6	-	706,6
Totale patrimonio netto di Gruppo	4.019,2	-	4.019,2
D - PATRIMONIO NETTO DI TERZI	35,0	-	35,0
Totale patrimonio netto Gruppo e terzi	4.054,2	-	4.054,2
E - PASSIVITÀ NON CORRENTI
1. Finanziamenti a lungo termine	8.227,6	17,3	8.244,9
2. Benefici per i dipendenti	69,4	-	69,4
3. Fondi rischi e oneri	241,4	-	241,4
5. Passività finanziarie non correnti	59,2	-	59,2
6. Altre passività non correnti	373,8	-	373,8
Totale passività non correnti	8.971,4	17,3	8.988,7
F - PASSIVITÀ CORRENTI
1. Finanziamenti a breve termine	25,0	-	25,0
2. Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine	1.230,6	4,1	1.234,7
3. Debiti commerciali	2.539,6	-	2.539,6
4. Debiti per imposte sul reddito	5,1	-	5,1
5. Passività finanziarie correnti	90,4	-	90,4
6. Altre passività correnti	239,7	-	239,7
Totale passività correnti	4.130,4	4,1	4.134,5
TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO	17.156,0	21,4	17.177,4

Non sono attesi impatti rilevanti in merito ai nuovi emendamenti e interpretazioni, di seguito i principali:

Emendamento all'IFRS 9: Prepayment Features with Negative Compensation

In data 22 marzo 2018 la Commissione Europea ha omologato, con Regolamento 2018/498, l'emendamento all'IFRS 9 che propone la valutazione al costo ammortizzato (oltre che al FVTOCI) delle attività finanziarie che sono contrattualmente caratterizzate da un'opzione di estinzione anticipata quale la «negative compensation».

Emendamento all'IFRIC 23: Uncertainty over Income Tax Treatments

In data 23 ottobre 2019 la Commissione Europea ha omologato, con Regolamento 2018/1595, l'interpretazione IFRIC 23, che 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.

Emendamento allo IAS 28: Long-term interests in Associates and Joint Venture

In data 9 febbraio 2019 la Commissione Europea ha omologato, con Regolamento 2019/237, l'emendamento allo IAS 28 che prevede l'applicazione dell'IFRS 9 (ivi incluse il tema impairment) anche ai finanziamenti a lungo termine, verso società collegate o verso joint venture, che non sono valutate ad equity.

Emendamento allo IAS 19: Plan Amendment, Curtailment or Settlement

In data 13 marzo 2019 la Commissione Europea ha omologato, con Regolamento 2019/402, l'emendamento allo IAS 19 volto a ribadire che, dopo la modifica, la riduzione o l'estinzione di un piano a benefici definiti, l'entità è tenuta ad aggiornare le proprie ipotesi ed a rideterminare l'attività o la passività netta per benefici definiti per il resto del periodo di riferimento successivo all'evento.

Improvement to IFRSs (2015-2017 Cycle)

In data 14 marzo 2019 la Commissione Europea ha omologato, con Regolamento 2019/412, l'annuale Improvement relativo al ciclo 2015-2017, che contiene emendamenti minori ai principi IFRS 3, IFRS 11, IAS 12 e IAS 23.

Principi contabili internazionali omologati ma ancora non entrati in vigore References to the Conceptual framework in IFRS Standards

In data 29 novembre 2019 è stato omologato, con regolamento 2019/2075 della Commissione Europea, l'emendamento al Conceptual Framework for Financial Reporting, in vigore dal 1° gennaio 2020. 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 alI'IFRS 9, IAS 39 e IFRS 7: Interest Rate Benchmark Reform

In data 15 gennaio 2020, la Commissione Europea ha omologato, con regolamento 2020/34, le modifiche all'IFRS 9, allo IAS 39 e all'IFRS 7. L'emendamento prevede alcune eccezioni all'applicazione di requisiti specifici di hedge accounting, con l'obiettivo di consentire la continuazione delle operazioni di copertura anche durante il periodo di incertezza antecedente la modifica degli strumenti oggetto di copertura, o dei relativi strumenti di copertura, così come previsto dall'emendamento stesso.

Il Gruppo ha scelto di applicare anticipatamente le modifiche previste dall'emendamento, obbligatorie a partire dal 1° gennaio 2020, per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2019. L'adozione di questi requisiti consente al Gruppo di continuare l'hedge accounting nel periodo di incertezza dovuto alla riforma dei tassi di interesse.

Il Gruppo è esposto, all'interno delle relazioni di hedge accounting soggette alla riforma dei tassi di interesse, ai tassi di interesse benchmark EURIBOR e USD LIBOR.

Il Gruppo sta monitorando attentamente il mercato e i risultati ottenuti dai vari working group del settore che gestiscono la transizione ai nuovi tassi di riferimento, inclusi gli annunci resi dai regolatori riguardanti la transizione dal LIBOR a SOFR (Secured Overnight Financing Rate) e da EURIBOR a ESTER (Euro Short-term Rate). Il Gruppo ha inoltre definito un programma di transizione IBOR con l'obiettivo di comprendere quali aree di business siano esposte all'IBOR e di preparare e consegnare un piano di azione che consenta una transizione lineare ai tassi di interesse alternativi. Il Gruppo si è posto l'obiettivo di concludere la transizione e i piani di fallback in essere entro la fine del 2020.

I diversi working group del settore stanno lavorando sul linguaggio di fallback per diversi strumenti e IBOR, che il Gruppo sta monitorando da vicino e cercherà di implementare al momento opportuno. Per i derivati del Gruppo, le clausole di fallback ISDA (International Swaps and Derivative Association) sono state rese disponibili a fine 2019; il Gruppo inizierà a discutere con le banche con l'obiettivo di adottare tale linguaggio negli agreement ISDA nel corso del 2020.

Per i bond emessi in USD Libor, il Gruppo inizierà un dialogo con i detentori di bond nel 2020 per proporre modifiche alle disposizioni di fallback per passare dallo USD Libor al SOFR (Secured Overnight Financing Rate).

La misura dell'esposizione al rischio che l'entità gestisce e che è direttamente interessata dalla riforma degli indici di riferimento per la determinazione dei tassi di interesse è pari a 2.923 milioni di euro; l'importo nominale degli strumenti di copertura in tali relazioni di copertura ammonta a 5.394 milioni di euro.

Il Gruppo continuerà ad applicare le modifiche relative all'IFRS 9 fino a che le incertezze derivanti dalla riforma dei tassi d'interesse benchmark alle quali il Gruppo è esposto, con specifico riferimento alle scadenze e all'ammontare del cash flow sottostante, non saranno risolte. Il Gruppo prevede che l'incertezza permarrà fino a che i contratti, indicizzati agli IBOR, non saranno modificati per specificare la data a seguito della quale il tasso di interesse benchmark sarà sostituito, i cash flow correlati al nuovo tasso e il relativo spread adjustment. In parte questo dipenderà dall'introduzione delle clausole di fallback che non sono ancora state aggiunte ai contratti del Gruppo e dalla negoziazione con i prestatori e gli obbligazionisti.

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, ed 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 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.

B. Informazioni sul conto economico consolidato

Ricavi

1. RICAVI DELLE VENDITE E PRESTAZIONI - 2.287,9 MILIONI DI EURO

		(€/milioni)
	2019	2018	Δ
Corrispettivo CTR utilizzo rete	1.859,5	1.789,1	70,4
Conguagli CTR esercizi pregressi	0,7	-	0,7
Altri ricavi energia e da attività in concessione	172,8	262,3	(89,5)
Qualità del servizio	20,2	7,4	12,8
Altre vendite e prestazioni	234,7	213,7	21,0
TOTALE	2.287,9	2.272,5	15,4

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 (1.724,4 milioni di euro) e della controllata Rete S.r.l. (135,8 milioni di euro).

L'incremento dei ricavi per il servizio di trasmissione (+71,1 milioni di euro) è sostanzialmente imputabile all'adeguamento del WACC previsto dalla Delibera 639/18 (che per il triennio 2019-2021 passa al 5,6% rispetto al 5,3% del precedente periodo 2016-2018), all'incremento del capitale investito (RAB), alla definizione della remunerazione dell'interconnessione Italia-Montenegro (delibera ARERA 568/19) e al riconoscimento dell'extra-remunerazione sugli accumuli energy-intensive (delibera ARERA 169/19).

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, componente MIS, pari a 0,1 milioni di euro, e altri ricavi energia per 1,8 milioni di euro) e ai ricavi da costruzione e sviluppo delle infrastrutture in concessione iscritti a fronte dell'applicazione dell'IFRIC 12 (59,9 milioni di euro), che includono i ricavi derivanti dalle attività in Sudamerica (in Brasile per 27,9 milioni di euro e in Perù per 4,4 milioni di euro).

Il decremento degli Altri ricavi energia e da attività in concessione, pari a 89,5 milioni di euro, rispetto all'esercizio precedente, è riconducibile principalmente ai minori investimenti per le attività in concessione in Brasile (-64,4 milioni di euro) per l'entrata in esercizio tra la fine dello scorso esercizio e i primi mesi del 2019 di due linee realizzate nel paese sudamericano (-69,1 milioni di euro) parzialmente compensato dagli investimenti della società Linha Verde II (+4,7 milioni di euro) acquisita nell'ultima parte dell'esercizio. Rileva altresì il decremento del corrispettivo per l'attività di dispacciamento, misura e altri di 30,2 milioni di euro, derivante dal riconoscimento one-off da parte dell'ARERA di alcuni oneri sorgenti nell'esercizio precedente.

			(€/milioni)
ALTRI RICAVI ENERGIA E DA ATTIVITÀ IN CONCESSIONE	2019	2018	Δ
Corrispettivo DIS e MIS e altri ricavi energia	112,9	143,1	(30,2)
Ricavi attività in concessione IFRIC 12	59,9	119,2	(59,3)
- di cui Italia	27,6	25,5	2,1
- di cui Estero	32,3	93,7	(61,4)
TOTALE ALTRI RICAVI ENERGIA E DA ATTIVITÀ IN CONCESSIONE	172,8	262,3	(89,5)

Qualità del servizio

La voce, pari a 20,2 milioni di euro, registra un incremento, pari a 12,8 milioni di euro, rispetto all'esercizio precedente, dovuto sostanzialmente alla definizione della performance 2018 (Del. 521/2019/R/eel) e alla valorizzazione della performance 2019, tenuto conto del calcolo pro-quota della stima dei risultati complessivamente attesi nel periodo di regolazione 2016-2020 (ex Del. 653/2015).

Altre vendite e prestazioni

La voce "Altre vendite e prestazioni" ammonta a 234,7 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 (106,1 milioni di euro);
all'Energy Solutions (37,7 milioni di euro) in particolare per prestazioni di manutenzione per 17,2 milioni di euro, efficienza energetica per 4,9 milioni di euro, sostanzialmente relativi alla controllata Avvenia The Energy Innovator S.r.l., oltre i ricavi per le commesse EPC pari a 15,7 milioni di euro;

• Connectivity (27,5 milioni di euro) con specifico riferimento ai servizi di appoggio e housing di fibra ottica. Rilevano altresì i ricavi afferenti gli Interconnector privati Italia-Montenegro (11,1 milioni di euro) e Italia-Francia (7,2 milioni di euro) per la quota di competenza dei ricavi spettanti al Gruppo per le attività inerenti la realizzazione delle opere.

Sono inclusi inoltre nell'ambito della voce i ricavi afferenti il business estero del Gruppo per la realizzazione della linea in Uruguay per 37,9 milioni di euro.

La voce rileva un incremento pari a 21,0 milioni di euro rispetto al 2018 per effetto sostanzialmente:

dei ricavi legati al suddetto Interconnector privato Italia-Montenegro per 11,1 milioni di euro;
dell'incremento dei ricavi del Gruppo Tamini (+6,5 milioni di euro), attribuibile principalmente alla crescita dei volumi e del valore dei trasformatori realizzati nel 2019;
dei maggiori ricavi nell'ambito delle Energy Solutions (+5,3 milioni di euro), principalmente per effetto della commessa avviata nel 2019 per l'installazione di gruppi di misura per Rete Ferroviaria Italiana - RFI (+10,9 milioni di euro), in parte compensata dalle maggiori commesse in corso nell'esercizio precedente (-6,2 milioni di euro, essenzialmente per la realizzazione di due stazioni elettriche nelle regioni Lazio e Sardegna per il cliente Macchiareddu, in fase di completamento nel 2019).
dei maggiori ricavi per servizi di connessione (+1,1 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)
	2019	2018	Δ
Totale ricavi perimetro Borsa	3.957,9	3.860,1	97,8
- Uplift	1.963,4	1.648,3	315,1
- Vendite di Energia Elettrica	538,8	523,1	15,7
- Sbilanciamenti	485,7	506,2	(20,5)
- Rendita da congestione	295,8	331,1	(35,3)
- Diritti utiliz. capacità di trasporto e Market coupling	353,0	337,8	15,2
- Interconnector/shipper	75,3	75,2	0,1
- Load Profiling Illuminazione Pubblica	81,1	66,8	14,3
- Altri Ricavi partite passanti borsa	164,8	371,6	(206,8)
Totale ricavi fuori perimetro Borsa	1.362,2	1.311,7	50,5
- Ricavi CTR altri proprietari RTN	5,0	4,8	0,2
- Corrisp. a copertura unità essenziali	412,4	392,6	19,8
- Corrisp. remuneraz. disp. capacità di Energia Elettrica	206,7	277,6	(70,9)
- Corrisp. a copertura interrompibilità	306,0	279,5	26,5
- Corrisp. a copertura disponibilità bt e salvaguardia	340,0	276,2	63,8
- Altri Ricavi partite passanti fuori borsa	92,1	81,0	11,1
TOTALE RICAVI ENERGIA PASSANTI	5.320,1	5.171,8	148,3
Totale costi perimetro Borsa	3.957,9	3.860,1	97,8
- Acquisti di Energia Elettrica	2.609,7	2.496,5	113,2
- Sbilanciamenti	425,6	331,6	94,0
- Rendita da congestione	209,4	217,1	(7,7)
- Diritti utiliz. capacità di trasporto e Market Cupling	152,0	136,1	15,9
- Interconnector/Shipper	307,3	366,8	(59,5)
- Load Profiling Illuminazione Pubblica	100,9	80,5	20,4
- Altri costi partite passanti borsa	153,0	231,5	(78,5)
Totale costi fuori perimetro borsa	1.362,2	1.311,7	50,5
- Costi CTR altri proprietari RTN	5,0	4,8	0,2
- Remunerazione delle unità essenziali	412,4	392,6	19,8
- Corrisp. remuneraz. disp. capacità di Energia Elettrica	206,7	277,6	(70,9)
- Remunerazione servizio interrompibilità	306,0	279,5	26,5
- Remunerazione disponibilità bt e salvaguardia	340,0	276,2	63,8
- Altri Costi partite passanti fuori borsa	92,1	81,0	11,1
TOTALE COSTI ENERGIA PASSANTI	5.320,1	5.171,8	148,3

Nel 2019 il costo complessivo per l'Uplift è risultato pari a 1.963,4 milioni di euro, in aumento rispetto all'esercizio precedente di 315,1 milioni di euro, per effetto principalmente dell'aumento del costo relativo all'approvvigionamento dei Servizi sul MSD e di una riduzione dei ricavi relativi agli oneri di sbilanciamento.

2. ALTRI RICAVI E PROVENTI - 56,9 MILIONI DI EURO

		(€/milioni)
	2019	2018	Δ
Rimborsi assicurativi per danni	12,5	10,3	2,2
Contributi diversi	9,4	8,4	1,0
Cessione diritti d'uso fibra ottica	7,8	10,7	(2,9)
Plusvalenze da alienazioni parti d'impianto	5,6	3,8	1,8
Vendite a terzi	3,5	3,5	-
Affitti attivi	2,3	0,7	1,6
Ricavi di altra natura	15,8	9,2	6,6
TOTALE	56,9	46,6	10,3

Le partite significative degli "Altri ricavi e proventi" sono riferite in particolare ai rimborsi assicurativi (12,5 milioni di euro), ai contributi diversi (9,4 milioni di euro), alla cessione dei diritti d'uso sulla fibra ottica (7,8 milioni di euro) e ai ricavi di altra natura (15,8 milioni di euro) principalmente relativi a penalità applicate a fornitori per inadempimenti e altri ricavi.

La voce, pari a 56,9 milioni di euro, rileva un incremento rispetto allo scorso esercizio per 10,3 milioni di euro, principalmente per l'incremento delle penalità ai fornitori per 7,6 milioni di euro, di cui 6,3 milioni di euro rilevati dalla controllata brasiliana Santa Lucia per il ritardo causato da un fornitore all'entrata in esercizio della linea elettrica in loco.

Rilevano altresì i maggiori ricavi per rimborsi assicurativi (+2,2 milioni di euro) e per le plusvalenze da alienazione di parti d'impianto per 1,8 milioni di euro.

Costi operativi

3. MATERIE PRIME E MATERIALI DI CONSUMO UTILIZZATI - 142,8 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 di trasformatori nell'ambito del business del Gruppo Tamini e altresì connessi alle attività in Sudamerica.

Il decremento delle voce pari a 61,6 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente (204,4 milioni di euro il dato del 2018), deriva principalmente dai minori costi per lo sviluppo delle attività in Sudamerica rilevate in applicazione dell'IFRIC 12 (-66,1 milioni di euro) in particolare per l'entrata in esercizio delle due linee realizzate in Brasile tra la fine dello scorso esercizio e i primi mesi del 2019 (-73,7 milioni di euro), al netto dell'incremento delle attività in Perù (+3,1 milioni di euro) e dell'apporto della nuova società Linha Verde II acquisita a novembre 2019 (+4,5 milioni di euro).

Rilevano altresì i maggiori costi relativi al business del Gruppo Tamini (+1,4 milioni di euro).

4. SERVIZI - 187,3 MILIONI DI EURO

	(€/milioni)
2019	2018	Δ
102,3	91,9	10,4
35,9	45,9	(10,0)
13,9	10,9	3,0
12,9	13,0	(0,1)
11,2	17,2	(6,0)
11,1	12,3	(1,2)
187,3	191,2	(3,9)

La voce, pari a 187,3 milioni di euro, rileva un decremento di 3,9 milioni di euro, rispetto al dato 2018 (191,2 milioni di euro) principalmente per effetto della riduzione dei costi per affitti e noleggi relativi ai contratti che rientrano nell'ambito di applicazione dell'IFRS 16 - Leasing (-6,0 milioni di euro, relativi per la gran parte ai "Godimento beni di terzi"). Rileva altresì un incremento delle manutenzioni e servizi vari (10,4 milioni di euro, in particolare relativi al business del Gruppo Tamini e a prestazioni di carattere generale) compensati dalla riduzione degli appalti su impianti (-10,0 milioni di euro essenzialmente per saving e per maggiori commesse verso terzi gestite nell'esercizio precedente nell'ambito delle attività non regolate).

5. COSTO DEL PERSONALE - 256,7 MILIONI DI EURO

		(€/milioni)
	2019	2018	Δ
Salari, stipendi ed altri benefici a breve termine	315,1	300,4	14,7
Compensi agli amministratori	1,9	2,2	(0,3)
TFR, sconto energia e altri benefici successivi al rapporto di lavoro	17,5	9,7	7,8
Incentivo all'esodo	(0,3)	-	(0,3)
Costo del personale lordo	334,2	312,3	21,9
Costo del personale capitalizzato	(77,5)	(68,2)	(9,3)
TOTALE	256,7	244,1	12,6

Il costo del personale del 2019, pari a 256,7 milioni di euro, rileva un incremento di 12,6 milioni di euro principalmente derivante della maggiore consistenza media dell'esercizio.

Si riporta nel prospetto seguente la consistenza media dei dipendenti del Gruppo per categoria di appartenenza alla data di fine anno e la consistenza media.

	CONSISTENZA MEDIA		CONSISTENZA FINALE
UNITÀ	2019	2018	31.12.2019	31.12.2018
Dirigenti	77	72	72	67
Quadri	638	620	617	638
Impiegati	2.373	2.144	2.382	2.290
Operai	1.256	1.252	1.219	1.257
TOTALE	4.344	4.088	4.290	4.252

La variazione netta della consistenza media dei dipendenti registrata rispetto all'esercizio 2018 è pari a +256 unità.

Si evidenzia che al 31 dicembre 2019, la consistenza 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.	TERNA PLUS 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.	SPE TRASMISSORA DE ENERGIA LINHA VERDE II S.A.	TERNA PERU S.A.C.	DIFEBAL S.A.	TOTALE
Unità	607	3.170	52	43	17	351	10	2	16	7	8	7	4.290

6. AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI - 586,1 MILIONI DI EURO

			(€/milioni)
	2019	2018	Δ
Ammortamento attività immateriali	57,4	52,0	5,4
- di cui Diritti sull'infrastruttura	22,5	22,8	(0,3)
Ammortamento Immobili, impianti e macchinari	527,3	488,0	39,3
Svalutazioni immobili, impianti e macchinari	2,3	13,4	(11,1)
Svalutazioni crediti commerciali	(0,9)	0,7	(1,6)
TOTALE	586,1	554,1	32,0

La voce ammortamenti e svalutazioni dell'esercizio, pari a 586,1 milioni di euro (di cui 6,7 milioni di euro rilevati in applicazione del principio IFRS16), registra un incremento rispetto al 2018 (+32,0 milioni di euro, di cui +22,8 milioni di euro riferibili alla Capogruppo, +4,7 milioni di euro e +2,0 milioni di euro rispettivamente alle controllate Terna Rete Italia S.p.A. e Rete S.r.l.), principalmente per l'entrata in esercizio di nuovi impianti. Rileva inoltre le maggiori svalutazioni di asset dell'esercizio precedente (-11,1 mln di euro).

7. ALTRI COSTI OPERATIVI - 16,8 MILIONI DI EURO

			(€/milioni)
	2019	2018	Δ
Imposte, tasse e tributi locali	(3,4)	6,8	(10,2)
Oneri qualità del servizio elettrico	0,6	5,1	(4,5)
di cui stima costi Mitigazione e Compartecipazione	0,3	3,1	(2,8)
di cui contributi al Fondo Eventi Eccezionali	(0,1)	1,9	(2,0)
di cui Meccanismi di indennizzo utenti in Alta Tensione	0,4	0,1	0,3
Contributi Autorità e quote associative	6,8	6,8	-
Adeguamento fondi vertenze e contenzioso	1,7	(2,6)	4,3
Minusvalenze alienazioni/dismissione impianti e sopravvenienze passive nette	0,8	4,8	(4,0)
Altri costi operativi	10,3	7,9	2,4
TOTALE	16,8	28,8	(12,0)

Gli altri costi operativi del Gruppo, pari a 16,8 milioni di euro, attribuibili principalmente alla Capogruppo (7,7 milioni di euro) e al Gruppo Tamini (2,9 milioni di euro), includono in particolare imposte, tasse e tributi locali (-3,4 milioni di euro, in particolare connessi agli accantonamenti pregressi ex Circolare 6/2012 dell'Agenzia del Territorio), quote associative e contributi con riferimento ad Autorità, enti e associazioni attinenti le attività del Gruppo (6,8 milioni di euro), l'adeguamento al 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 (1,7 milioni di euro) e gli altri costi operativi (10,3 milioni di euro) nell'ambito dei quali rilevano accantonamenti per rischi relativi all'attività delle controllate Tamini e SPE Santa Lucia Trasmissora de energia S.A., oltre liberalità ed altri oneri.

Il decremento della voce pari a 12,0 milioni di euro deriva dalle minori imposte, tasse e tributi locali (-10,2 milioni di euro) sostanzialmente per l'adeguamento dei fondi di natura fiscale del Gruppo, oltre i minori oneri per la qualità del servizio (-4,5 milioni di euro) in particolare per effetto degli eventi di disalimentazione e interruttivi occorsi nel 2018, parzialmente compensati dall'accantonamento per rischi rilevato dalla controllata brasiliana suddetta per 2,3 milioni di euro.

8. PROVENTI/(ONERI) FINANZIARI NETTI - (81,0) MILIONI DI EURO

			(€/milioni)
	2019	2018	∆
ONERI FINANZIARI
Oneri finanziari da Cassa Depositi e Prestiti	(0,3)	(3,0)	2,7
Interessi passivi su finanziamenti m/l termine e relative coperture	(96,3)	(101,0)	4,7
Attualizzazione crediti TFR e leasing operativo	(0,4)	(0,7)	0,3
Oneri finanziari capitalizzati	12,1	15,1	(3,0)
Differenze negative di cambio	(5,8)	(7,5)	1,7
Altri oneri finanziari	(1,6)	(1,2)	(0,4)
Totale oneri	(92,3)	(98,3)	6,0
PROVENTI FINANZIARI
Interessi attivi e altri proventi finanziari	10,0	6,9	3,1
Adeguamento prestiti obbligazionari e relative coperture	1,3	-	1,3
Totale proventi	11,3	6,9	4,4
TOTALE	(81,0)	(91,4)	10,4

La gestione finanziaria dell'esercizio rileva oneri finanziari netti pari a 81,0 milioni di euro, essenzialmente attribuibili alla Capogruppo (69,3 milioni di euro) e riferibili per 92,3 milioni di euro ad oneri finanziari e per 11,3 milioni di euro a proventi finanziari. Il decremento degli oneri finanziari netti rispetto al 2018, pari a 10,4 milioni di euro, è riferibile principalmente ai seguenti fattori:

decremento degli oneri finanziari inerenti l'indebitamento a medio e lungo termine e relative coperture (4,7 milioni di euro) imputabile principalmente alla riduzione dei tassi a breve termine rilevata nel 2019 e al decremento dell'inflazione nell'esercizio, e degli oneri verso Cassa Depositi e Prestiti (2,7 milioni di euro) per il rimborso del finanziamento da 500 milioni di euro nel mese di febbraio 2019;
minori oneri finanziari capitalizzati (3,0 milioni di euro) legati al decremento dei tassi rilevato nell'esercizio e commentato nel punto precedente;
maggiori interessi attivi e altri proventi finanziari (3,1 milioni di euro) imputabili principalmente alla maggiore liquidità investita nell'anno e al maggiore rendimento ad essa associato.

9. QUOTA DEI PROVENTI/(ONERI) DERIVANTI DALLE PARTECIPAZIONI VALUTATE CON IL METODO DEL PATRIMONIO NETTO - 3,3 MILIONI DI EURO

La voce, pari a 3,3 milioni di euro, rileva un incremento pari a 0,7 milioni di euro rispetto al dato dello scorso esercizio (2,6 milioni di euro), sostanzialmente per l'impatto positivo derivante dall'adeguamento alla quota di patrimonio netto a fine esercizio della partecipazione nel Gruppo CESI.

(€/milioni) 2019 2018 Δ Imposte dell'esercizio Imposte correnti: - IRES 282,6 271,4 11,2 - IRAP 59,4 57,9 1,5 Totale imposte correnti 342,0 329,3 12,7 Differenze temporanee: - anticipate (21,9) (18,4) (3,5) - differite - 6,2 (6,2) Riversamento differenze temporanee: - anticipate 22,3 27,5 (5,2) - differite (29,3) (32,7) 3,4 Adeguamento aliquota IRES - Totale imposte differite (attive e passive) (28,9) (17,4) (11,5) Rettifiche anni precedenti (1,2) (15,8) 14,6 Altre variazioni one-off 1,6 - 1,6 TOTALE 313,5 296,1 17,4

10. IMPOSTE DELL'ESERCIZIO - 313,5 MILIONI DI EURO

Le imposte correnti, pari a 342,0 milioni di euro, si incrementano rispetto all'esercizio precedente di 12,7 milioni di euro, essenzialmente per il maggiore utile ante imposte.

Le imposte differite attive e passive, pari a -28,9 milioni di euro, registrano una variazione pari a -11,5 milioni di euro, riconducibile principalmente all'effetto fiscale sugli ammortamenti, alla movimentazione dei fondi rischi e oneri e dei benefici ai dipendenti.

Le rettifiche delle imposte riferite ad anni precedenti, pari a -1,2 milioni di euro, sono relative alle maggiori imposte correnti pagate negli anni pregressi. La variazione rispetto all'esercizio precedente (+14,6 milioni di euro) è principalmente riconducibile alla Capogruppo. Le altre variazioni one-off (1,6 milioni di euro) sono relative a accantonamenti per rischi di natura fiscale.

L'incidenza effettiva delle imposte dell'esercizio (313,5 milioni di euro) sul risultato ante imposte è pari al 29,1% rispetto al 29,4% del 2018.

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)
	2019	2018
Risultato prima delle imposte	1.077,4	1.007,7
IMPOSTA TEORICA	258,6	241,8
IRAP	59,4	57,9
Differenze Permanenti	(3,3)	5,9
Maggiori imposte società estere	-	6,3
IMPOSTA (al netto delle rettifiche anni precedenti e variazioni one off)	313,1	309,2
ALIQUOTA	29,1%	30,7%
Rettifiche imposte anni precedenti	(1,2)	(15,8)
Altre variazioni one-off	1,6	-
IMPOSTE A CARICO DELL'ESERCIZIO	313,5	296,1
TAX RATE EFFETTIVO	29,1%	29,4%

11. UTILE PER AZIONE

L'ammontare dell'utile base per azione, corrispondente all'utile diluito per azione, è pari a 0,377 euro (numeratore pari a 757,3 milioni di euro corrispondente all'utile netto dell'esercizio di pertinenza della Capogruppo e denominatore pari a 2.009.992,0 mila azioni).

C. Settori operativi

In coerenza con il Piano Strategico 2020-2024, e in conformità all'IFRS 8, si riportano di seguito i settori operativi individuati nell'ambito del Gruppo Terna:

Attività Regolate
Attività Non Regolate
Attività all'estero

Il settore Regolato 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.), 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 Estero 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., della società cilena Terna Chile S.p.A.. della società brasiliana SPE Transmissora de energia Linha Verde II S.A. acquisita nel corso dell'esercizio e della società peruviana Terna 4 Chacas S.A.C. costituita ad agosto.

(€/milioni)

	2019	2018	Δ	Δ%
RICAVI ATTIVITÀ REGOLATE	2.055,0	1.989,6	65,4	3,3%
RICAVI ATTIVITÀ NON REGOLATE	211,7	194,9	16,8	8,6%
RICAVI ATTIVITÀ ALL'ESTERO*	28,4	12,5	15,9	127,2%
Costi delle attività all'estero	49,7	122,1	(72,4)	(59,3%)
TOTALE RICAVI	2.344,8	2.319,1	25,7	1,1%
MARGINE OPERATIVO LORDO (EBITDA)**	1.741,2	1.650,6	90,6	5,5%
di cui EBITDA Attività Regolate***	1.657,5	1.586,5	71,0	4,5%
di cui EBITDA Attività Non Regolate	70,0	60,5	9,5	15,7%
di cui EBITDA Attività Estero	13,7	3,6	10,1	-
Riconciliazione risultato di settore con risultato ante imposte del Gruppo
MARGINE OPERATIVO LORDO (EBITDA)	1.741,2	1.650,6
Ammortamenti e svalutazioni	586,1	554,1
RISULTATO OPERATIVO (EBIT)	1.155,1	1.096,5
Proventi/(oneri) finanziari	(81,0)	(91,4)
Quota di proventi/(oneri) di partecipazioni valutate ad equity	3,3	2,6
Risultato prima delle imposte	1.077,4	1.007,7

* 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 2019 ammontano a 2.344,8 milioni di euro, registrando una crescita di 25,7 milioni di euro (+1,1%) rispetto al 2018.

Il Margine Operativo Lordo (EBITDA) si attesta a 1.741,2 milioni di euro, con un incremento di 90,6 milioni di euro (+5,5%) rispetto ai 1.650,6 milioni di euro del 2018.

L'EBITDA relativo alle Attività Regolate si attesta a 1.657,5 milioni di euro, in aumento di 71,0 milioni di euro rispetto al dato dell'esercizio precedente, prevalentemente per l'incremento del tasso di remunerazione del capitale investito riconosciuto ai fini tariffari (WACC).

L'EBITDA relativo alle Attività all'estero del 2019 è pari a 13,7 milioni di euro, in incremento di 10,1 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente principalmente per gli effetti delle attività in concessione in Brasile pienamente entrate in esercizio (+6,5 milioni di euro) a partire da ottobre 2018 e aprile 2019 e della commessa conclusa in Uruguay per la realizzazione della linea "Melo-Tacuarembò" (+4,6 milioni di euro).

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 delle Attività Non Regolate e delle Attività all'estero; di seguito viene data evidenza di tale indicatore al 31 dicembre 2019 e al 31 dicembre 2018.

		(€/milioni)
	31.12.2019	31.12.2018
Immobilizzazioni nette* di cui Investimenti in società collegate e in società a controllo congiunto	14.908,5 79,4	14.083,6 76,1
Capitale circolante netto (CCN)**	(2.207,8)	(1.822,5)
Capitale investito lordo***	12.700,7	12.261,1

* 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" al netto del valore dei derivati FVH (45,0 milioni di euro).

** 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 patrimoniale-finanziaria consolidata

Attivo

12. IMMOBILI, IMPIANTI E MACCHINARI - 13.864,2 MILIONI DI EURO

							(€/milioni)
	TERRENI	FABBRICATI	IMPIANTI E MACCHINARIO	ATTREZZ. INDUSTR. COMMERC.	ALTRI BENI	IMMOB. IN CORSO E ACCONTI	TOTALE
COSTO AL 01.01.2019	200,7	1.941,1	17.410,6	108,1	155,9	1.854,4	21.670,8
Investimenti	8,6	24,2	4,5	4,7	4,9	1.136,0	1.182,9
di cui per diritti d'uso	8,2	22,9	-	-	3,5	-	34,6
di cui per leasing finanziario	-	-	4,1	-	-	-	4,1
Passaggi in esercizio	0,7	107,6	1.106,0	4,6	11,2	(1.230,1)	-
Disinvestimenti e svalutazioni	-	(3,2)	(78,6)	-	(2,3)	(0,6)	(84,7)
di cui per diritti d'uso	-	(0,4)	-	-	(0,1)	-	(0,5)
di cui per leasing finanziario	-	-	(1,6)	-	-	-	(1,6)
Altre variazioni	(0,2)	(4,0)	(27,7)	-	(0,2)	4,3	(27,8)
COSTO AL 31.12.2019	209,8	2.065,7	18.414,8	117,4	169,5	1.764,0	22.741,2
AMM.TI CUMULATI E SVALUTAZIONI AL 01.01.2019	-	(571,6)	(7.647,3)	(86,3)	(121,3)	-	(8.426,5)
Ammortamenti dell'esercizio	(1,0)	(52,7)	(454,6)	(5,4)	(13,6)	-	(527,3)
di cui per diritti d'uso	(1,0)	(4,6)	-	-	(1,1)	-	(6,7)
di cui per leasing finanziario	-	-	(3,5)	-		-	(3,5)
Disinvestimenti	-	0,6	72,9	-	2,3	-	75,8
di cui per diritti d'uso	-	-	-	-	-	-	-
di cui per leasing finanziario	-	-	0,3	-	-	-	0,3
Altre variazioni	-	(0,1)	1,0	-	0,1	-	1,0
AMM.TI CUMULATI E SVALUTAZIONI AL 31.12.2019	(1,0)	(623,8)	(8.028,0)	(91,7)	(132,5)	-	(8.877,0)
Valore contabile
AL 31.12.2019	208,8	1.441,9	10.386,8	25,7	37,0	1.764,0	13.864,2
di cui per diritti d'uso	7,2	17,9	-	-	2,3	-	27,4
di cui per leasing finanziario	-	0,6	27,5	-	1,5	-	29,6
AL 31.12.2018	200,7	1.369,5	9.763,3	21,8	34,6	1.854,4	13.244,3
di cui per leasing finanziario	-	0,6	28,2	-	1,5	-	30,3
Δ	8,1	72,4	623,5	3,9	2,4	(90,4)	619,9

La categoria "Impianti e macchinari" al 31 dicembre 2019 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 619,9 milioni di euro, sostanzialmente per effetto delle ordinarie movimentazioni intervenute nell'esercizio riferite a:

investimenti dell'esercizio per +1.182,9 milioni di euro (inclusi 34,6 milioni di euro riferiti ai diritti d'uso rilevati in applicazione del nuovo principio IFRS16), dei quali 1.089,6 milioni di euro effettuati nell'ambito del Regolato del Gruppo; nel settore Non Regolato si rilevano investimenti per 93,3 milioni di euro, principalmente per la parte privata delle interconnessioni Italia-Francia e Italia-Montenegro;
ammortamenti di competenza pari a -527,3 milioni di euro;

• altre variazioni dell'esercizio per -26,8 milioni di euro, che includono in particolare i contributi in conto impianti (prevalentemente per progetti finanziati dal MISE/UE); i disinvestimenti e le svalutazioni ammontano a -8,9 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	621,6
- Stazioni di trasformazione	465,5
- Sistemi di accumulo	1,2
- Altro	94,6
Totale Investimenti in immobili, impianti e macchinari	1.182,9
Ammortamenti dell'esercizio	(527,3)
Altre variazioni	(26,8)
Disinvestimenti e svalutazioni	(8,9)
TOTALE	619,9

Con riferimento ai principali progetti dell'esercizio nell'ambito del Regolato si segnala in particolare: avanzamento dell'attività di realizzazione delle opere di interconnessione con l'estero "Italia-Francia" (61 milioni di euro) e "Italia - Montenegro" (28,8 milioni di euro, entrata in esercizio a fine anno) e proseguimento del progetto "Separazioni funzionali" (59,7 milioni di euro), ampliamento rete in fibra ottica progetto "Fiber for the Grid" (36,8 milioni di euro), realizzazione dell'elettrodotto Brindisi Pignicelle - BR Eni Power (18,4 milioni di euro), dell'interconnessione Penisola Sorrentina (27,8 milioni di euro), delle stazioni di Belcastro (13,5 milioni di euro) e del Brennero (10,3 milioni di euro, entrata in esercizio a fine anno), rinforzi alla rete nell'area Foggia-Benevento (16,8 milioni di euro), riassetto delle città di Napoli (10,3 milioni di euro) e di Roma (9,7 milioni di euro).

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 2019, 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 - 312,6 MILIONI DI EURO

					(€/milioni)
	DIRITTI SULL'INFRASTRUTTURA	CONCESSIONI	ALTRE ATTIVITÀ	IMMOB. IN CORSO E ACCONTI	TOTALE
Costo	430,9	135,4	414,0	37,1	1.017,4
Fondo ammortamento	(330,3)	(73,7)	(324,1)	-	(728,1)
SALDO AL 31.12.2018	100,6	61,7	89,9	37,1	289,3
Investimenti	4,3	-	0,6	76,3	81,2
Passaggi in esercizio	27,6	-	31,5	(59,1)	-
Disinvestimenti e svalutazioni	-	-	(0,1)	-	(0,1)
Ammortamenti dell'esercizio	(22,5)	(5,6)	(29,3)	-	(57,4)
Altre variazioni	-	-	(0,4)	(0,1)	(0,5)
Differenze cambio	0,1	-	-	-	0,1
SALDO AL 31.12.2019	110,1	56,1	92,2	54,2	312,6
Costo	462,8	135,4	441,5	54,2	1.093,9
Fondo ammortamento	(352,7)	(79,3)	(349,3)	-	(781,3)
SALDO AL 31.12.2019	110,1	56,1	92,2	54,2	312,6
Δ	9,5	(5,6)	2,3	17,1	23,3

Le attività immateriali ammontano a 312,6 milioni di euro (289,3 milioni di euro al 31 dicembre 2018); 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 2019 pari a 110,1 milioni di euro e 32,5 milioni di euro per le infrastrutture in costruzione incluse nella categoria "Immobilizzazioni in corso e acconti" (al 31 dicembre 2018 pari rispettivamente a 100,6 milioni di euro e 27,8 milioni di euro);
la concessione delle attività di trasmissione e dispacciamento dell'energia elettrica nel territorio nazionale (pari a un valore netto contabile di 56,1 milioni di euro al 31 dicembre 2019), di durata venticinquennale iscritta nel corso del 2005, inizialmente al fair value e successivamente valutata al costo.

Lo scostamento della voce rispetto all'esercizio precedente (+23,3 milioni di euro) è attribuibile sostanzialmente all'effetto netto degli investimenti (+81,2 milioni di euro, di cui 27,8 milioni di euro per i diritti sull'infrastruttura) e degli ammortamenti (-57,4 milioni di euro).

Con riferimento agli investimenti dell'esercizio in attività immateriali (81,2 milioni di euro, di cui 68,7 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 (11,8 milioni di euro), per la Borsa Elettrica (3,9 milioni di euro), per il Sistema Metering (0,7 milione di euro) e per la difesa del Sistema Elettrico (3,5 milioni di euro), nonché per le applicazioni software e le licenze d'uso generiche (37,4 milioni di euro).

					(€/milioni)
	31.12.2018	ACCANTONAMENTI	UTILIZZI E ALTRI MOVIMENTI	IMPATTI RILEVATI NEL CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO	31.12.2019
IMPOSTE DIFFERITE
Immobili, impianti e macchinari	(82,7)	-	31,5	-	(51,2)
Altro	(24,0)	-	(3,7)	-	(27,7)
Benefici al personale e strumenti finanziari	(3,1)	-	-	-	(3,1)
Totale imposte differite	(109,8)	-	27,8	-	(82,0)
IMPOSTE ANTICIPATE
Fondo rischi e oneri	36,6	7,4	(12,0)	-	32,0
Fondo svalutazione crediti	3,8	-	-	-	3,8
Benefici per i dipendenti	14,4	1,1	(3,2)	0,9	13,2
Derivati CFH	14,6	-	-	33,3	47,9
Affrancamento avviamento	28,9	-	(5,5)	-	23,4
Altro	14,8	13,4	(2,2)	(0,3)	25,7
Totale imposte anticipate	113,1	21,9	(22,9)	33,9	146,0
ATTIVITÀ PER IMPOSTE ANTICIPATE	3,3	21,9	4,9	33,9	64,0

15. ATTIVITÀ PER IMPOSTE ANTICIPATE - 64,0 MILIONI DI EURO

Il saldo della voce, pari a 64,0 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 (146,0 milioni di euro) rilevano un incremento netto di 60,7 milioni di euro rispetto al saldo rilevato al 31 dicembre 2018 (113,1 milioni di euro), e nel corso dell'esercizio hanno subito le seguenti movimentazioni:

accantonamenti netti che hanno impatto nel Conto economico complessivo per 33,9 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 (2,7 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);
utilizzi netti rilevati sui fondi rischi e oneri (5,1 milioni di euro), principalmente per l'effetto fiscale sul rilascio del fondo stanziato sulla qualità del servizio (1,9 milioni di euro) e sull'esodo (2,9 milioni di euro);
utilizzi netti rilevati sui benefici ai dipendenti (2,1 milioni di euro).

Le passività per imposte differite (82,0 milioni di euro) rilevano un decremento netto di 27,8 milioni di euro, imputabile essenzialmente:

all'utilizzo degli accantonamenti pregressi per ammortamenti aggiuntivi rispetto alle quote economicotecniche in capo alla Capogruppo Terna (-31,5 milioni di euro);
utilizzi e altri movimenti netti per euro 3,7 milioni di euro prevalentemente per la rilevazione delle imposte differite sulle commesse estere sudamericane.

16. PARTECIPAZIONI VALUTATE CON IL METODO DEL PATRIMONIO NETTO - 79,4 MILIONI DI EURO

La voce in esame, pari a 79,4 milioni di euro, si riferisce alle partecipazioni della Capogruppo Terna S.p.A. nella società collegata CESI S.p.A. (52,2 milioni di euro), nella società collegata CORESO S.A. (0,5 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 +3,3 milioni di euro, è imputabile essenzialmente dall'adeguamento alla quota di patrimonio netto al 31 dicembre 2019 della partecipazione nella società collegata Cesi S.p.A..

17. ATTIVITÀ FINANZIARIE

				(€/milioni)

	MISURAZIONE	31.12.2019	31.12.2018	Δ
Attività finanziarie in concessione	costo ammortizzato	180,4	167,8	12,6
Depositi Garanzia	costo ammortizzato	225,8	61,1	164,7
Derivati Fair Value Hedge	FVTPL	45,0	-	45,0
Altre Partecipazioni	FVTOCI	0,1	0,1	-
ATTIVITÀ FINANZIARIE NON CORRENTI		451,3	229,0	222,3
Titoli di Stato	FVTOCI	513,3	402,6	110,7
Attività differite su contratti derivati Fair Value Hedge		4,2	-	4,2
Derivati Cash Flow Hedge	FVTPL	0,1	1,3	(1,2)
Altre attività finanziarie correnti		1,7	0,6	1,1
ATTIVITÀ FINANZIARIE CORRENTI		519,3	404,5	114,8

La voce "Attività finanziarie non correnti" rileva un incremento rispetto all'esercizio precedente, pari a 222,3 milioni di euro, derivante in particolare:

dall'aumento degli investimenti dell'esercizio sulle infrastrutture in concessione in Brasile rilevati in applicazione dell'IFRIC 12 (+12,6 milioni di euro);
dall'aumento del Fondo Garanzia Interconnector, istituito per la realizzazione delle opere di interconnessione di cui all'art. 32 della legge 99/09 (+22,1 milioni di euro) e dall'incremento dei depositi cauzionali ricevuti dagli operatori che partecipano al mercato della capacità ex Del.98/2011/R/eel33 e successive modifiche e integrazioni (+142,6 milioni di euro);
dalla rilevazione, pari a euro 45,0 milioni, dei derivati di Fair Value Hedge, a copertura di prestiti obbligazionari; tale valore è stato determinato attualizzando i flussi di cassa attesi con la curva dei tassi d'interesse di mercato alla data di riferimento.

La voce "Attività finanziarie correnti" rileva un incremento rispetto all'esercizio precedente pari a 114,8 milioni di euro a seguito prevalentemente dell'acquisizione di Titoli di Stato per un nozionale di 500 milioni di euro e del rimborso, nel mese di dicembre, di Titoli di Stato per un nozionale di 400 milioni di euro.

18. ALTRE ATTIVITÀ

			(€/milioni)
	31.12.2019	31.12.2018	Δ
Prestiti ed anticipazioni ai dipendenti	9,8	9,4	0,4
Depositi presso terzi	6,1	5,4	0,7
ALTRE ATTIVITÀ NON CORRENTI	15,9	14,8	1,1
Altri crediti tributari	23,2	44,1	(20,9)
Crediti verso collegate	-	3,3	(3,3)
Anticipi a fornitori	10,2	13,4	(3,2)
Risconti e Ratei attivi operativi	10,3	14,7	(4,4)
Crediti verso soggetti selezionati Interconnector	3,7	4,0	(0,3)
Crediti verso altri	15,3	6,5	8,8
ALTRE ATTIVITÀ CORRENTI	62,7	86,0	(23,3)

³³ La disciplina del sistema di remunerazione della disponibilità di capacità produttiva è stata approvata con DM del 28/06/2019. I depositi sono stati versati dagli operatori assegnatari in esito alle procedure concorsuali organizzate da Terna il 6 e 28 novembre 2019; essi sono a garanzia dell'intero mercato della capacità a valere dal 2022, la cui di finalità è di assicurare il raggiungimento ed il mantenimento dell'adeguatezza del sistema elettrico nazionale, tale da soddisfare strutturalmente i consumi attesi di energia elettrica più i margini di riserva di potenza necessari a rispettare prefissati livelli di sicurezza e qualità del servizio.

Le "Altre attività non correnti" (15,9 milioni di euro) rilevano uno scostamento rispetto all'esercizio precedente di +1,1 milioni di euro imputabile principalmente all'aumento dei depositi cauzionali di natura contrattuale versati ad Enti ed Amministrazioni pubbliche (+0,7 milioni di euro).

La voce "Altre attività correnti", pari a 62,7 milioni di euro, rileva un decremento di 23,3 milioni di euro rispetto al saldo al 31 Dicembre 2018 imputabile principalmente:

agli altri crediti tributari (-20,9 milioni di euro) sostanzialmente imputabile alla posizione del Gruppo verso l'erario per IVA (-21,9 milioni di euro), di cui rileva il riconoscimento da parte dell'Agenzia delle Entrate del rimborso Iva relativo alla Dichiarazione annuale del 2018 (-10,4 milioni di euro);
alla riduzione degli anticipi a fornitori (-3,2 milioni di euro) sostanzialmente per le attività in Sudamerica avviate nei precedenti esercizi (-2,9 milioni di euro);
alle minori quote di costi già pagati ma di competenza successiva al 31 dicembre 2019 (-4,4 milioni di euro), riferiti principalmente alla riduzione dei risconti attivi per effetto dell'applicazione del nuovo principio IFRS16 che prevede la contabilizzazione dello stesso nell'ambito della rilevazione del diritto d'uso;
minori crediti verso la collegata CGES (-3,3 milioni di euro) per l'incasso del dividendo deliberato alla fine dell'esercizio 2018;
ai crediti verso altri (+8,8 milioni di euro) sostanzialmente per la rilevazione di rimborsi assicurativi iscritti dalla Controllante (+1,9 milioni di euro), di crediti relativi alla controllata estera Santa Lucia connessi all'entrata in esercizio commerciale della linea (+2,5 milioni di euro), di altre partite da regolare nell'esercizio successivo (+4,1 milioni di euro) e di crediti rilevati nell'ambito delle attività di connectivity (1 milione di euro).

19. RIMANENZE - 50,9 MILIONI DI EURO

La voce, pari a 50,9 milioni di euro, rileva un decremento di 12,5 milioni di euro rispetto al dato dell'esercizio precedente, principalmente per gli asset destinati alle commesse del Gruppo Tamini (-11,8 milioni di euro).

20. CREDITI COMMERCIALI - 1.290,7 MILIONI DI EURO

		(€/milioni)
31.12.2019	31.12.2018	Δ
788,8	743,7	45,1
314,6	310,8	3,8
187,3	112,5	74,8
1.290,7	1.167,0	123,7

I crediti commerciali al 31 dicembre 2019 ammontano a 1.290,7 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 (25,2 milioni di euro per partite energia e 17,7 milioni di euro per altre partite nel 2019, contro 26,1 milioni di euro per partite energia e 17,8 milioni di euro per altre partite nel 2018); il valore contabile esposto approssima sostanzialmente il fair value.

Crediti partite energia/regolate - 788,8 milioni di euro

La voce accoglie i crediti per le cosiddette "partite passanti" inerenti all'attività svolta dalla Capogruppo ex Delibera 111/06 (758,3 milioni di euro) e, altresì, i crediti verso gli utenti del dispacciamento per i corrispettivi a margine (18,2 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 (12,3 milioni di euro). Il saldo registra complessivamente un incremento di 45,1 milioni di euro rispetto al dato a fine esercizio 2018 imputabile essenzialmente ai Crediti per partite energia passanti (42,4 milioni di euro). In particolare, tale incremento deriva dal corrispettivo Uplift (71,2 milioni di euro) che riflette i maggiori oneri registrati principalmente nel corso del mese di dicembre per servizi e transazioni in ambito MSD e sbilanciamenti (i cui crediti si riducono rispettivamente di 22 e 35,6 milioni di euro). La variazione risente anche delle partite creditorie verso CSEA

per la regolazione dei corrispettivi per i punti di Dispacciamento connessi in Bassa Tensione ex art. 25 del TIS

(27 milioni di euro).

Crediti per corrispettivo CTR - 314,6 milioni di euro

Il credito per il corrispettivo CTR, pari a 314,6 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 anzidetto rileva un incremento di 3,8 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2018, imputabile principalmente al maggior gettito per effetto dell'adeguamento tariffario.

Altri crediti commerciali - 187,3 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 incremento di 74,8 milioni di euro rispetto allo scorso esercizio, sostanzialmente riferito ai maggiori crediti relativi alla commessa conclusa in Uruguay (+37,9 milioni di euro), alle attività non regolate svolte dalla controllante e dalla controllata TRI SPA (17,8 milioni di euro e 13,5 milioni di euro, rispettivamente) e alle commesse del Gruppo Tamini (+5,3 milioni di euro).

Nel seguito si riporta la tabella dei lavori in corso su ordinazione (134,2 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 31.12.2019	ACCONTI	VALORE DI COMMESSA	SALDO AL 31.12.2018
Lavori in corso su ordinazione	(1,8)	136,0	134,2	(14,1)	98,7	84,6

I lavori in corso su ordinazione del Gruppo presentano un incremento rispetto all'esercizio precedente di 49,6 milioni di euro, sostanzialmente relativi al proseguimento della commessa in Uruguay (+36,2 milioni di euro) e alle maggiori commesse della controllata Terna Rete Italia S.p.A. (+9,5 milioni di euro).

21. DISPONIBILITÀ LIQUIDE E MEZZI EQUIVALENTI - 1.057,4 MILIONI DI EURO

Le disponibilità liquide al 31 dicembre 2019 ammontano a 1.057,4 milioni di euro, di cui 647,4 milioni di euro investiti in depositi a breve termine e prontamente liquidabili e 410,0 milioni di euro relativi ai conti correnti bancari e cassa.

22. CREDITI PER IMPOSTE SUL REDDITO - 5,2 MILIONI DI EURO

I crediti per imposte sul reddito, pari a 5,2 milioni di euro, si decrementano di 14,1 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente, per effetto della cessione del credito IRES e IRAP anni precedenti (-9,6 milioni di euro) e dell'utilizzo dei crediti IRES e IRAP impiegati per la liquidazione degli acconti 2019 (-4,5 milioni di euro).

Passivo

23. PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO - 4.190,3 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 - 593,3 milioni di euro

Le altre riserve rilevano un decremento di 106,8 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 (-105,3 milioni di euro, considerato il relativo effetto fiscale pari a +33,3 milioni di euro);
per la rilevazione degli utili e delle perdite attuariali sui benefici ai dipendenti (-2,1 milioni di euro, considerato il relativo effetto fiscale pari a -0,9 milioni di euro).

Utili e perdite accumulate - 2.478,3 milioni di euro

L'incremento nell'esercizio della voce "Utili e perdite accumulate", pari a 238,2 milioni di euro, si riferisce principalmente alla destinazione del valore residuo dell'utile netto conseguito dal Gruppo nell'esercizio 2018, rispetto alla distribuzione del dividendo 2018 da parte della Capogruppo (pari complessivamente a 468,7 milioni di euro).

Acconto sul dividendo 2019

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 13 novembre 2019, la distribuzione di un acconto sul dividendo pari a 169,2 milioni di euro ed equivalente a 0,0842 euro per azione, che è stato posto in pagamento a decorrere dal 20 novembre 2019, previo stacco della cedola n. 31 in data 18 novembre 2019.

Patrimonio netto di terzi

Il patrimonio netto di terzi, relativo al Gruppo Tamini, a Terna Interconnector S.r.l., ad Avvenia The Energy Innovator S.r.l. e a SPE Transmissora de energia Linha Verde II S.A. (entrata nel corso dell'esercizio nel perimetro di consolidamento), è pari a 41,6 milioni di euro, in aumento di 6,6 milioni di euro rispetto al valore al 31 dicembre 2018.

Tale variazione deriva principalmente dalla quota parte dell'utile rilevato da Terna Interconnector S.r.l. (6,0 milioni di euro).

24. FINANZIAMENTI E PASSIVITÀ FINANZIARIE

			(€/milioni)
	31.12.2019	31.12.2018	Δ
Prestiti Obbligazionari	7.757,3	6.563,2	1.194,1
Finanziamenti bancari	1.723,4	1.664,4	59,0
FINANZIAMENTI A LUNGO TERMINE	9.480,7	8.227,6	1.253,1
Derivati CFH	160,4	59,2	101,2
PASSIVITÀ FINANZIARIE NON CORRENTI	160,4	59,2	101,2
FINANZIAMENTI A BREVE TERMINE	25,0	25,0	-
Prestiti Obbligazionari	-	616,7	(616,7)
Finanziamenti bancari	126,5	613,9	(487,4)
QUOTE CORRENTI DEI FINANZIAMENTI A LUNGO TERMINE	126,5	1.230,6	(1.104,1)
PASSIVITÀ FINANZIARIE CORRENTI	87,7	90,4	(2,7)
TOTALE	9.880,3	9.632,8	247,5

I finanziamenti e le passività finanziarie dell'esercizio sono aumentati di 247,5 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente, attestandosi a 9.880,3 milioni di euro.

L'incremento dei prestiti obbligazionari (+1.194,1 milioni di euro) è attribuibile alle tre emissioni obbligazionarie in euro a tasso fisso lanciate nel corso del 2019 per un totale di 1.250 milioni e commentate nel paragrafo "Risorse finanziarie" e al rimborso, nel mese di ottobre, dell'emissione obbligazionaria, lanciata il 3 luglio 2009, per 600 milioni. La variazione risente, inoltre, anche dell'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 31.12.2019 e al 31.12.2018:

			(€/milioni)
	ISIN	PREZZO AL 31.12.2019	PREZZO AL 31.12.2018
Bond scadenza 2019:	XS0436320278	n.a.**	103,62
Bond scadenza 2021:	XS0605214336	105,93	109,79
Bond scadenza 2022:	XS1178105851	101,90	100,64
Bond scadenza 2023:	XS0328430003	128,94*	127,61*
Bond scadenza 2023:	XS1858912915	103,11	100,17
Bond scadenza 2024:	XS0203712939	122,79	120,51
Bond scadenza 2025:	XS2033351995	98,86	n.a.**
Bond scadenza 2026:	XS1371569978	107,08	103,52
Bond scadenza 2026:	XS1980270810	103,18	n.a.**
Bond scadenza 2027:	XS1652866002	105,83	94,53
Bond scadenza 2028:	XS1503131713	102,87	89,83

* Fonte BNP Paribas e Bloomberg.

** Non applicabile.

I finanziamenti bancari registrano un decremento di 428,4 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente, dovuto principalmente a:

rimborso, avvenuto il 2 febbraio 2019, del finanziamento erogato da CDP da 500 milioni di euro, a valere su fondi BEI;
quote in ammortamento dei finanziamenti BEI in essere (-111,3 milioni di euro);
nuovi finanziamenti BEI tirati nel mese di giugno per un totale di 46,4 milioni di euro;
ultima tranche tirata del finanziamento della controllata uruguayana per 13,1 milioni di euro;
nuovi finanziamenti erogati alle controllate brasiliane per complessivi 101,8 milioni di euro;
debito per leasing rilevato a seguito della prima applicazione dell'IFRS16 (24,5 milioni di euro).

Finanziamenti a lungo termine

Nella tabella che segue è rappresentata la movimentazione dell'indebitamento a lungo termine intervenuta nel corso dell'anno, con indicazione del debito nozionale:

(€/milioni)

		31.12.2018		EFFETTI	RIMB. E	TIRAGGI	ALTRO	Δ		31.12.2019
	DEBITO NOZIONALE	VALORE CONTABILE	VALORE DI MERCATO	IFRS 16 AL 01.01.2019	CAPITALIZZ.			VALORE CONTAB.	DEBITO NOZIONALE	VALORE CONTABILE	VALORE CONTABILE
Prestito Obb. 2024	800,0	982,9	964,1	-	-	-	(30,8)	(30,8)	800,0	952,1	982,3
Prestito Obb. IL	579,0	679,2	638,1	-	-	-	(20,1)	(20,1)	579,0	659,1	746,5
Private Placement 2019	600,0	616,7	621,7	-	(600,0)	-	(16,7)	(616,7)	-	-	-
Private Placement 2026	80,0	78,9	82,8	-	-	-	0,2	0,2	80,0	79,1	85,7
Prestito Obb. 2021	1.250,0	1.345,9	1.372,4	-	-	-	(43,2)	(43,2)	1.250,0	1.302,7	1.324,1
Prestito Obb. 2022	1.000,0	997,6	1.006,4	-	-	-	0,7	0,7	1.000,0	998,3	1.019,0
Prestito Obb. 2025	-	-	-	-	-	500,0	(5,3)	494,7	500,0	494,7	494,3
Prestito Obb. 2026	-	-	-	-	-	500,0	(2,2)	497,8	500,0	497,8	515,9
Prestito Obb. 2028	750,0	740,9	673,7	-	-	-	24,0	24,0	750,0	764,9	771,5
Prestito Obb. 2027	1.000,0	993,2	945,3	-	-	-	20,4	20,4	1.000,0	1.013,6	1.058,3
Prestito Obb. 2023	750,0	744,6	751,3	-	-	250,0	0,4	250,4	1.000,0	995,0	1.031,1
Totale Prestiti obbligazionari	6.809,0	7.179,9	7.055,8	-	(600,0)	1.250,0	(72,6)	577,4	7.459,0	7.757,3	8.028,7
Finanziamenti	2.285,3	2.278,3	2.301,2	21,4	(616,3)	158,3	8,2	(428,4)	1.831,2	1.849,9	1.878,3
di cui leasing	-	-	-	21,4	(2,6)	-	5,7	24,5	-	24,5	-
Totale finanziamenti	2.285,3	2.278,3	2.301,2	21,4	(616,3)	158,3	8,2	(428,4)	1.831,2	1.849,9	1.878,3
TOT. INDEBITAMENTO FINANZIARIO	9.094,3	9.458,2	9.357,0	21,4	(1.216,3)	1.408,3	(64,4)	149,0	9.290,2	9.607,2	9.907,0

Al 31 dicembre 2019, il Gruppo dispone di una capacità addizionale di debito di 2.650,0 milioni di euro rappresentata da due revolving credit facility sottoscritte nel corso di settembre 2018 ed aprile 2019, cui si aggiunge la capacità addizionale di circa 825 milioni di euro per linee bancarie uncommitted e di circa 496 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.

Di seguito l'analisi per scadenza dei prestiti obbligazionari (P.O.) e degli altri finanziamenti con le relative quote a breve termine.

													(€/milioni)
	PERIODO DI SCADENZA	31.12.2018*	31.12.2019*	QUOTA CON SCADENZA ENTRO 12 MESI	QUOTA CON SCADENZA OLTRE 12 MESI	2021	2022	2023	2024	2025	OLTRE	TASSO MEDIO DI INTERESSE 2019	TASSO MEDIO D'INTERESSE NETTO COPERTURE 2019
	2019	616,7	-	-	-	-	-	-	-	-	-	4,88%	1,18%
	2021	1.345,9	1.302,7	-	1.302,7	1.302,7		-	-	-	-	4,75%	1,21%
	2022	997,6	998,3	-	998,3	-	998,3		-	-	-	0,88%	0,95%
	2023	679,2	659,1	-	659,1	-	-	659,1	-	-	-	2,73%	(0,65%)
	2023	744,6	995,0	-	995,0	-	-	995,0		-	-	1,00%	1,15%
P.O.	2024	982,9	952,1	-	952,1	-	-	-	952,1		-	4,90%	0,87%
	2025	-	494,7	-	494,7	-	-	-	-	494,7	-	0,13%	0,31%
	2026	78,9	79,1	-	79,1	-	-	-	-	-	79,1	1,60%	1,80%
	2026	-	497,8	-	497,8	-	-	-	-	-	497,8	1,00%	1,22%
	2027	993,2	1.013,6	-	1.013,6	-	-	-	-	-	1.013,6	1,38%	1,02%
	2028	740,9	764,9	-	764,9	-	-	-	-	-	764,9	1,00%	0,62%
BEI		368,6	368,6	-	368,6	4,6	20,5	20,5	20,5	20,5	282,0	1,45%	1,45%
Finanziamento Difebal		-	38,2	1,5	36,7	1,5	1,5	1,8	1,9	2,1	27,9	4,88%	4,88%
Totale tasso fisso		7.548,5	8.164,1	1,5	8.162,6	1.308,8	1.020,3	1.676,4	974,5	517,3	2.665,3
BEI	2030	1.355,9	1.291,1	116,1	1.175,0	112,2	112,8	114,0	115,3	115,3	605,4	0,23%	1,76%
CDP	2019	500,0	-	-	-	-	-	-	-	-	-	0,63%	0,63%
Finanziamento società Brasiliane	2042	-	102,0	4,5	97,5	3,3	3,5	3,5	3,6	3,6	80,0	7,52%	7,52%
Finanziamento Difebal	2034	56,9	30,7	1,5	29,2	1,9	1,9	2,2	2,4	2,6	18,2	4,93%	4,93%
Totale tasso variabile		1.912,8	1.423,8	122,1	1.301,7	117,4	118,2	119,7	121,3	121,5	703,6
TOTALE		9.461,3	9.587,9	123,6				9.464,3 1.426,2 1.138,5 1.796,1 1.095,8			638,8 3.368,9

* Il saldo non include le commissioni riscontate pari a 5,7 milioni di euro al 31 dicembre 2019 e 5,5 milioni di euro al 31 dicembre 2018.

				(€/milioni)
	31.12.2018	31.12.2019	QUOTA CON SCADENZA ENTRO 12 MESI	QUOTA CON SCADENZA OLTRE 12 MESI
Leasing finanziari	2,4	0,5	0,3	0,2
Leasing operativi	-	24,5	2,6	21,9
TOTALE	2,4	25,0	2,9	22,1

Si precisa che al 31 dicembre 2019 i pagamenti effettuati relativi ai leasing operativi rilevanti in applicazione del nuovo principio IFRS16 corrispondono a 2,6 milioni di euro.

Il valore complessivo dei finanziamenti del Gruppo Terna al 31 dicembre 2019 è pari a 9.587,9 milioni di euro (123,6 milioni di euro con scadenza entro 12 mesi e 9.464,3 milioni di euro con scadenza oltre i 12 mesi), di cui 3.368,9 milioni di euro con scadenza successiva al quinto esercizio.

Passività finanziarie non correnti - 160,4 milioni di euro

			(€/milioni)
	31.12.2019	31.12.2018	Δ
Derivati CFH	160,4	59,2	101,2
TOTALE	160,4	59,2	101,2

La voce "Passività finanziarie non correnti", pari a 160,4 milioni di euro al 31 dicembre 2019, 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 101,2 milioni di euro, rispetto al 31 dicembre 2018, 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" non rileva variazioni rispetto ai valori dell'esercizio precedente.

Passività finanziarie correnti - 87,7 milioni di euro

Le passività finanziarie correnti accolgono al 31 dicembre 2019 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 2,7 milioni di euro.

			(€/milioni)
	31.12.2019	31.12.2018	Δ
PASSIVITÀ DIFFERITE SU:
Contratti derivati di copertura	2,6	2,3	0,3
Prestito obbligazionario	83,6	85,9	(2,3)
Finanziamenti	1,5	2,2	(0,7)
TOTALE	87,7	90,4	(2,7)

RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2019 | TERNA S.P.A. E GRUPPO TERNA 217

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)
	31.12.2019
A. Cassa	410,0
B. Depositi a termine	647,4
C. Liquidità (A) + (B)	1.057,4
D. Parte corrente dell'indebitamento non corrente	126,5
E. Finanziamenti a breve	25,0
F. Altre passività finanziarie nette	81,8
G. Attività finanziari correnti	513,3
H. Indebitamento finanziario corrente (D+E+F+G)	(280,0)
I. Indebitamento finanziario corrente netto (H) - (C)	(1.337,4)
J. Finanziamenti non correnti	1.723,4
K. Obbligazioni emesse	7.757,3
L. Strumenti finanziari derivati in portafoglio	115,3
M. Indebitamento finanziario netto non corrente (J) + (K) + (L)	9.596,0
N. Indebitamento finanziario netto (I) + (M)	8.258,6

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 nove emissioni nell'ambito del proprio Programma EMTN ("€8,000,000,000 Euro Medium Term Notes Programme");
al debito bancario, che consiste in due linee di credito revolving da 1.150 e 1.500 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 1.659,8 milioni di euro.

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 e/o nelle dichiarazioni, insolvenza, cessazione dell'attività, effetti sostanzialmente pregiudizievoli, inadempimento degli obblighi contrattuali tra cui la parità di condizioni tra i finanziatori, 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 almeno un'agenzia.

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 si 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 e/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.). Nessuno dei predetti vincoli risulta a oggi disatteso.

25. BENEFICI PER I DIPENDENTI - 63,9 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 2019 è la seguente:

						(€/milioni)
		31.12.2018 ACCANTONAMENTO	INTEREST COST	UTILIZZI E ALTRI MOVIMENTI	UTILI/(PERDITE) ATTUARIALI	31.12.2019
Benefici dovuti durante il rapporto di lavoro
Premio fedeltà	4,7	0,6	0,1	(1,1)	-	4,3
Totale	4,7	0,6	0,1	(1,1)	-	4,3
Benefici dovuti al momento della cessazione del rapporto di lavoro
Trattamento di Fine Rapporto	43,7	-	0,5	(6,7)	1,5	39,0
Sconto energia	5,3	-	0,1	(1,2)	(0,5)	3,7
IMA	6,9	0,4	-	(1,4)	0,3	6,2
Indennità sostitutive e altre simili	0,2	-	-	(0,1)	-	0,1
Totale	56,1	0,4	0,6	(9,4)	1,3	49,0
Benefici successivi al rapporto di lavoro
ASEM	8,6	0,3	0,1	(0,2)	1,8	10,6
Totale	8,6	0,3	0,1	(0,2)	1,8	10,6
TOTALE	69,4	1,3	0,8	(10,7)	3,1	63,9

La voce, pari a 63,9 milioni di euro al 31 dicembre 2019, registra una riduzione rispetto all'esercizio precedente pari a 5,5 milioni di euro, attribuibile principalmente all'utilizzo netto e altri movimenti (-10,7 milioni di euro, in particolare del fondo TFR, IMA e sconto energia) derivante essenzialmente dall'adesione del personale al programma per ricambio generazionale, in parte compensati dagli utili e perdite attuariali (+3,1 milioni di euro).

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	0,6	-	0,4	-	-	0,3	1,3
- (ricavo) per curtailment e altri costi	(0,8)	-	(1,3)	(0,1)	-	-	(2,2)
- interessi attivi e passivi	0,1	0,5	-	-	0,1	0,1	0,8
TOTALE RILEVATO A CONTO ECONOMICO	(0,1)	0,5	(0,9)	(0,1)	0,1	0,4	(0,1)

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.

					(€/milioni)
	TRATTAMENTO DI FINE RAPPORTO	IMA	SCONTO ENERGIA	ASEM	TOTALE
Utili/(perdite) attuariali
- basate sull'esperienza passata	(0,2)	0,1	(0,2)	1,1	0,8
- dovute al cambiamento nelle ipotesi demografiche	-	-	-	-	-
- dovute al cambiamento nelle altre ipotesi economiche	-	-	-	(0,2)	(0,2)
- dovute al cambiamento nel tasso di attualizzazione	1,7	0,2	(0,3)	0,9	2,5
TOTALE IMPATTI CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO	1,5	0,3	(0,5)	1,8	3,1

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 2018, considerando il rendimento dell'indice Iboxx Eurozone Corporates AA al 31 dicembre 2019 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	0,00%	0,00%	0,00%	0,00%	0,00%	0,00%
Tasso di inflazione	1,50%	1,50%	0,00%	1,50%	1,50%	3,00%
Duration (in anni)	10,6-13	9,7-26,2	4,5-7,2	4,00	7-10,9	15,7-36,3

	PREMIO FEDELTÀ	TRATTAMENTO DI FINE RAPPORTO	IMA	INDENNITÀ SOSTITUTIVE E ALTRE SIMILI	SCONTO ENERGIA	ASEM	TOTALE
Tasso di attualizzazione +0,25%	4,1	38,4	5,9	0,1	3,6	10,2	62,3
Tasso di attualizzazione -0,25%	4,4	40,2	6,0	0,1	3,8	11,1	65,6
Tasso di inflazione +0,25%	4,4	40,0	n/a	n/a	n/a	n/a	44,4
Tasso di inflazione -0,25%	4,2	38,6	n/a	n/a	n/a	n/a	42,8
Tasso annuo di incremento sanitario +3%	n/a	n/a	n/a	n/a	n/a	18,5	18,5
Tasso annuo di incremento sanitario -3%	n/a	n/a	n/a	n/a	n/a	7,0	7,0

							(€/milioni)
	PREMIO FEDELTÀ	TRATTAMENTO DI FINE RAPPORTO	IMA	INDENNITÀ SOSTITUTIVE E ALTRE SIMILI	SCONTO ENERGIA	ASEM	TOTALE
Entro il 2019	0,4	2,2	1,4	-	0,4	0,3	4,7
Entro il 2020	0,5	2,0	0,7	-	0,2	0,3	3,7
Entro il 2021	0,3	2,6	0,5	-	0,3	0,3	4,0
Entro il 2022	0,1	2,2	0,5	-	0,3	0,3	3,4
Entro il 2023	0,4	2,2	0,4	-	0,3	0,4	3,7
Oltre i 5 anni	2,6	27,8	2,7	0,1	2,2	9,0	44,4
TOTALE	4,3	39,0	6,2	0,1	3,7	10,6	63,9

26. FONDI RISCHI E ONERI - 210,3 MILIONI DI EURO

				(€/milioni)

	FONDO VERTENZE E CONTENZIOSO	FONDI PER RISCHI ED ONERI DIVERSI	ONERI PER INCENTIVO ALL'ESODO	TOTALE
Valore al 31.12.2018	19,0	169,0	53,4	241,4
Accantonamenti	3,0	39,4	-	42,4
Utilizzi e altri movimenti	(2,4)	(61,0)	(10,1)	(73,5)
Valore al 31.12.2019	19,6	147,4	43,3	210,3

Fondo vertenze e contenzioso - 19,6 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 incremento di 0,6 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente, imputabile ai maggiori accantonamenti netti rilevati nell'esercizio.

Fondo rischi e oneri diversi - 147,4 milioni di euro

Il fondo registra, rispetto all'esercizio precedente, un decremento netto pari a 21,6 milioni di euro, riferibile in particolare a:

incremento netto per 6,8 milioni di euro rispetto ai maggiori accantonamenti effettuati nell'esercizio precedente al fondo per i progetti di riqualificazione urbanistica e ambientale;
decremento di 17,8 milioni di euro per l'adeguamento del fondo relativo a passività fiscali;
decremento netto per 9,0 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.

(€/milioni)

Fondo oneri per incentivi all'esodo - 43,3 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 10,1 milioni di euro, per effetto delle erogazioni dell'esercizio previste da piano di ricambio generazionale in essere.

27. ALTRE PASSIVITÀ NON CORRENTI - 834,9 MILIONI DI EURO

La voce, pari a 834,9 milioni di euro al 31 dicembre 2019, accoglie le partite a risconto afferenti i contributi in c/impianti della Capogruppo (84,8 milioni di euro), oltre che gli anticipi ricevuti per la realizzazione dell'Interconnector privato Italia-Montenegro e Italia-Francia (complessivamente 520,4 milioni di euro). Rileva altesì i depositi cauzionali ricevuti dagli operatori che partecipano al mercato della capacità ex Del.98/2011/R/eel (142,6 milioni di euro), oltre che il Fondo Garanzia Interconnector istituito in capo a Terna

S.p.A. dalla Legge di Stabilità 2016 (87,1 milioni di euro) per la realizzazione delle opere di interconnessione

L'incremento della voce rispetto all'esercizio precedente, pari a 461,1 milioni di euro, deriva essenzialmente dall'incremento degli anticipi ricevuti dai soggetti finanziatori dell'Interconnector privato Italia-Montenegro e Italia-Francia (complessivamente +302,8 milioni di euro), dall'incremento dei depositi cauzionali ricevuti dagli operatori che partecipano al mercato della capacità ex Del.98/2011/R/eel (+142,6 milioni di euro) e dall'aumento del Fondo garanzia Interconnector (+21,9 milioni di euro).

28. PASSIVITÀ CORRENTI

di cui all'art. 32 della Legge 99/09.

	(€/milioni)
	31.12.2019	31.12.2018	Δ
Finanziamenti a breve termine*	25,0	25,0	-
Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine*	126,5	1.230,6	(1.104,1)
Debiti commerciali	2.445,2	2.539,6	(94,4)
Debiti per imposte sul reddito	11,8	5,1	6,7
Passività finanziarie correnti*	87,7	90,4	(2,7)
Altre passività correnti	325,4	239,7	85,7
TOTALE	3.021,6	4.130,4	(1.108,8)

* Per tali voci si rimanda a quanto commentato nell'ambito della nota 24. Finanziamenti e passività finanziarie.

DEBITI COMMERCIALI - 2.445,2 MILIONI DI EURO

				(€/milioni)
	31.12.2019		31.12.2018	Δ
Debiti verso fornitori:
- Debiti partite energia		1.358,8	1.518,1	(159,3)
- Debiti partite non energia		1.054,9	978,9	76,0
Debiti verso società collegate		8,6	8,2	0,4
Lavori in corso su ordinazione		22,9	34,4	(11,5)
TOTALE		2.445,2	2.539,6	(94,4)

Debiti verso fornitori

Debiti partite energia/regolate

Il decremento della voce per 159,3 milioni di euro rispetto al dato di fine esercizio 2018 è essenzialmente imputabile ai Debiti per partite energia passanti (-158,4 milioni di euro) la cui variazione è riconducibile principalmente:

ai minori debiti legati alla remunerazione della disponibilità della capacità produttiva di energia elettrica capacity payment (-115,3 milioni di euro) a seguito dei pagamenti effettuati nell'anno deliberati dall' ARERA34;
ai minori debiti per la remunerazione delle unità essenziali per la sicurezza del sistema elettrico UESS (-94,9 milioni di euro) derivanti dalle partite afferenti la raccolta più che compensate dai pagamenti deliberati dall'ARERA nel corso del 201935;

in parte compensati da

• incremento dei debiti legati alle partite derivanti dall'esecuzione dei contratti di dispacciamento per acquisti e vendita ai fini dell'immissione e prelievo dell'energia elettrica con particolare riferimento agli oneri nel Mercato dei Servizi di Dispacciamento - MSD (41,6 milioni di euro).

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 2019 (1.054,9 milioni di euro) risulta in aumento di 76,0 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 8,6 milioni di euro, in aumento di 0,4 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente, rileva i debiti verso la collegata CESI S.p.A. per prestazioni ricevute principalmente dalla Capogruppo (2,2 milioni di euro) e dalla controllata Terna Rete Italia S.p.A. (5,9 milioni di euro), in ordine a studi e ricerche nel settore l'elettrotecnica.

Lavori in corso su ordinazione

I lavori in corso su ordinazione, pari a 22,9 milioni di euro al 31 dicembre 2019, rilevano un decremento di 11,5 milioni di euro rispetto al dato registrato al 31 dicembre 2018 (34,4 milioni di euro), essenzialmente derivante dalle commesse del Gruppo Tamini (11,7 milioni di euro).

La voce è strutturata come rappresentato nel seguito.

						(€/milioni)
	ACCONTI	VALORE DI COMMESSA	SALDO AL 31.12.2019	ACCONTI	VALORE DI COMMESSA	SALDO AL 31.12.2018
Lavori in corso su ordinazione	(40,5)	17,6	(22,9)	(45,8)	11,4	(34,4)

Il valore contabile dei debiti commerciali approssima sostanzialmente il fair value. Gli impegni assunti dal Gruppo verso fornitori sono pari a circa 2.068,8 milioni di euro e si riferiscono agli impegni d'acquisto legati al normale "ciclo operativo" previsto per il periodo 2020-2024.

DEBITI PER IMPOSTE SUL REDDITO - 11,8 MILIONI DI EURO

La voce al 31 dicembre 2019 rileva un saldo di 11,8 milioni di euro rispetto al saldo di 5,1 milioni dello scorso esercizio (+6,7 milioni di euro), per effetto delle maggiori imposte di competenza al netto degli acconti versati nell'esercizio (essenzialmente per il maggior utile ante imposte).

34 L'ARERA ha disposto pagamenti per il Capacity Payment tramite le delibere n. 30, 206 e 233/2019.

³⁵ L'ARERA ha disposto pagamenti in favore dei titolari di Unità Essenziali tramite le deliberazioni del 2019 n. 48-79-101-111-118- 150-194-205-235-342-434-459-460-475-476-505-506-523-524-525.

ALTRE PASSIVITÀ CORRENTI - 325,4 MILIONI DI EURO

	31.12.2019	31.12.2018	Δ
Acconti	66,9	69,7	(2,8)
Altri debiti tributari	21,9	7,4	14,5
Debiti verso istituti di previdenza	25,5	25,0	0,5
Debiti verso il personale	51,2	41,6	9,6
Altri debiti verso terzi	159,9	96,0	63,9
TOTALE	325,4	239,7	85,7

Acconti

Tale voce (66,9 milioni di euro) accoglie i contributi in conto impianti incassati dal Gruppo (61,6 milioni di euro riferiti alla Capogruppo, 3,3 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 2019.

Rispetto al saldo al 31 dicembre 2018 (69,7 milioni di euro) si registra un decremento di 2,8 milioni di euro essenzialmente riconducibile all'effetto netto dei contributi portati direttamente a riduzione del valore contabile dei cespiti per 27,3 milioni di euro, e dei nuovi acconti ricevuti da terzi, prevalentemente dal MISE.

Altri debiti tributari

Gli altri debiti tributari, pari a 21,9 milioni di euro, registrano un incremento di 14,5 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente, imputabile principalmente all'aumento della posizione debitoria del Gruppo verso l'erario per IVA (+11,4 milioni di euro), oltre che maggiori debiti per IMU della Capogruppo (2,1 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 25,5 milioni di euro e sono in diminuzione rispetto all'esercizio precedente di 0,5 milioni di euro sostanzialmente per effetto di minori contributi rilevati sull'incentivazione al personale. La voce rileva, altresì, il debito relativo al Fondo Previdenza Elettrici – F.P.E. di 3,4 milioni di euro (3,5 milioni di euro al 31 dicembre 2018).

Debiti verso il personale

I debiti verso il personale, pari a 51,2 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 (23,2 milioni di euro);
ai debiti per i dipendenti per il controvalore di ferie e festività abolite maturate e non godute da liquidare (12,3 milioni di euro);
all'esposizione per benefici da erogare ai dipendenti cessati entro la data del 31 dicembre 2019 (11,9 milioni di euro).

La voce evidenzia un incremento di 9,6 milioni di euro, imputabile principalmente ai maggiori debiti per le competenze da erogare in seguito all'adesione dei dipendenti al piano di ricambio generazionale avviato dalla Società (+10,6 milioni di euro), parzialmente compensato dagli altri debiti per l'incentivazione del personale da liquidarsi nell'esercizio successivo (-1,7 milioni di euro).

Altri debiti verso terzi

Gli altri debiti verso terzi, pari a 159,9 milioni di euro, si riferiscono principalmente alla rilevazione di depositi cauzionali (107,3 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 (11,8 milioni di euro, principalmente relativi al business Non Regolato del Gruppo).

La voce rileva un incremento totale di 63,9 milioni di euro, imputabile essenzialmente a maggiori depositi cauzionali incassati nel corso dell'esercizio per 39,9 milioni di euro, e alla rilevazione di un rimborso dell'Agenzia delle Entrate in attesa di definizione (+26,7 milioni di euro) legato all'operazione di acquisizione di Rete S.r.l (dicembre 2015).

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 2019.

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)
	31.12.2019				31.12.2018
	COSTO AMMORTIZZATO	FAIR VALUE	TOTALE	COSTO AMMORTIZZATO	FAIR VALUE	TOTALE
Attività
Strumenti finanziari derivati	-	45,1	45,1	-	1,3	1,3
Disponibilità liquide e Titoli di Stato	1.057,4	513,3	1.570,7	1.328,9	402,6	1.731,5
Crediti commerciali	1.290,7	-	1.290,7	1.167,0	-	1.167,0
TOTALE	2.348,1	558,4	2.906,5	2.495,9	403,9	2.899,8

						(€/milioni)
	31.12.2019				31.12.2018
	COSTO AMMORTIZZATO	FAIR VALUE	TOTALE	COSTO AMMORTIZZATO	FAIR VALUE	TOTALE
Passività
Indebitamento finanziario	9.607,2	-	9.607,2	9.458,2	-	9.458,2
Strumenti finanziari derivati	-	160,4	160,4	-	59,2	59,2
Debiti commerciali	2.445,2	-	2.445,2	2.539,6	-	2.539,6
TOTALE	12.052,4	160,4	12.212,8	11.997,8	59,2	12.057,0

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. A fine 2019 il debito di gruppo a tasso fisso è pari a 81%.

Al 31 dicembre 2019 i derivati su tasso di interesse sono derivati di fair value hedge e derivati di cash flow hedge e sono relativi alla copertura del rischio di variazione dei flussi di cassa connessi ai finanziamenti a lungo termine.

31.12.2019 31.12.2018
FAIR VALUE	NOZIONALE	FAIR VALUE	NOZIONALE	FAIR VALUE
45,0	-	-	1.600,0	45,0
(160,4)	3.246,3	(59,2)	548,2	(101,2)
	NOZIONALE 1.600,0 3.794,5			Δ

Il nozionale dei derivati CFH in essere al 31 dicembre 2019, pari a 3.794,5 milioni di euro, risulta così suddiviso:

1.223,5 milioni di euro (fair value pari a -12,8 milioni di euro) con scadenza 2021;
1.250,0 milioni di euro (fair value pari a -71,0 milioni di euro) con scadenza 2027;
1.300,0 milioni di euro (fair value pari a -75,2 milioni di euro) con scadenza 2028;
21,0 milioni di euro (fair value pari a -1,4 milioni di euro), relativo alla controllata Difebal, con scadenza 2032.

Il nozionale dei derivati FVH in essere al 31 dicembre 2019, pari a 1.600,0 milioni di euro, risulta così suddiviso:

850,0 milioni di euro (fair value pari a +20,3 milioni di euro) con scadenza 2027;
750,0 milioni di euro (fair value pari a +24,7 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, 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)
	UTILE O PERDITA			CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO
	TASSI CORRENTI +10%	VALORI CORRENTI	TASSI CORRENTI -10%	TASSI CORRENTI +10%	VALORI CORRENTI	TASSI CORRENTI -10%
31.12.2019
Posizioni sensibili a variazioni dei tassi d'interesse (FVH, Prestiti Obbligazionari, CFH)	2,4	5,4	8,4	(98,8)	(101,2)	(103,7)
Variazione ipotetica	(3,0)	-	3,0	2,4	-	(2,4)
31.12.2018
Posizioni sensibili a variazioni dei tassi d'interesse (FVH, Prestiti Obbligazionari, CFH)	-	-	-	(48,5)	(59,2)	(69,9)
Variazione ipotetica	-	-	-	10,7	-	(10,7)

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 2019, l'esposizione del Conto economico del Gruppo al rischio di cambio è residuale ed imputabile ai flussi in valuta derivanti dalla controllata Tamini. Tale esposizione è gestita, al 31 dicembre 2019, tramite derivati di cambio per una nozionale di 10,0 milioni di dollari ed un fair value positivo di 0,1 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 2019, il Gruppo ha a disposizione linee di credito di breve termine per circa 825 milioni di euro e linee di credito revolving per 2.650 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)
	31.12.2019	31.12.2018	Δ
Derivati FVH	45,0	-	45,0
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	1.057,4	1.328,9	(271,5)
Crediti commerciali	1.290,7	1.167,0	123,7
TOTALE	2.393,1	2.495,9	(102,8)

L'importo complessivo dell'esposizione al rischio di credito al 31 dicembre 2019 è rappresentato dal valore contabile dei crediti commerciali, delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti e dei derivati di FVH.

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)

	31.12.2019	31.12.2018
Nazionali	1.146,7	1.076,0
Paesi dell'area euro	27,6	19,9
Altri paesi	116,4	71,1
TOTALE	1.290,7	1.167,0

TIPOLOGIA DI CLIENTELA

		(€/milioni)
	31.12.2019	31.12.2018
Distributori	313,5	309,8
CSEA	88,9	114,0
Titolari di contratto di dispacciamento in immissione	169,9	200,8
Titolari di contratto di dispacciamento in prelievo (non distributori)	517,8	408,9
Titolari di contratto d'importazione virtuale e servizio di importazione virtuale (interconnector e shipper)	12,8	13,7
Crediti diversi	187,8	119,8
TOTALE	1.290,7	1.167,0

Nella tabella sottostante si suddividono i crediti verso la clientela per classi di scaduto, con le relative svalutazioni.

				(€/milioni)
		31.12.2019		31.12.2018
	SVALUTAZIONE	LORDO	SVALUTAZIONE	LORDO
Non ancora scaduti	(0,7)	1.149,6	(0,4)	1.009,7
Scaduti da 0-30 giorni	-	13,5	(0,1)	8,4
Scaduti da 31-120 giorni	(0,1)	9,6	(0,4)	7,7
Oltre 120 giorni	(42,1)	160,9	(43,0)	185,1
TOTALE	(42,9)	1.333,6	(43,9)	1.210,9

I movimenti del fondo svalutazione crediti commerciali nel corso dell'esercizio sono stati i seguenti.

		(€/milioni)
	31.12.2019	31.12.2018
Saldo al 1° gennaio	(44,1)	(45,6)
Rilascio del fondo	2,3	2,5
Perdita di valore dell'esercizio	(1,1)	(0,8)
SALDO	(42,9)	(43,9)

Di seguito si illustra il valore delle garanzie rilasciate dagli operatori abilitati al mercato elettrico.

		(€/milioni)
	31.12.2019	31.12.2018
Dispacciamento in immissione	236,1	233,7
Dispacciamento in prelievo	1.109,4	1.099,6
CTR distributori	313,7	305,0
Importazione virtuale	104,3	84,0
SALDO	1.763,5	1.722,3

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 2019, si rimanda alla sezione "Finanziamenti e passività finanziarie" della Nota illustrativa del Gruppo Terna.

Garanzie Bancarie

L'importo delle garanzie bancarie rilasciate a terzi nell'interesse delle società del Gruppo al 31 dicembre 2019 è pari a 255,5 milioni di euro che risultano suddivisi come segue: 93,5 milioni di euro nell'interesse di Terna S.p.A., 43,9 milioni di euro nell'interesse della società Terna Rete Italia S.p.A., 39,2 milioni di euro nell'interesse della società Terna Interconnector S.r.l., 42,9 milioni di euro nell'interesse della società Santa Lucia S.A,. 22,6 milioni di euro nell'interesse della società Santa Maria SA, 6,2 milioni di euro nell'interesse della società Difebal S.A., 3,4 milioni di euro nell'interesse della società Rete S.r.l., 2,7 milioni di euro nell'interesse della società Terna Perù SAC, 0,7 milioni di euro nell'interesse della società Terna Energy Solutions S.r.l., 0,3 milioni di euro nell'interesse della società Avvenia The Energy Innovator S.r.l., 0,1 milioni di euro nell'interesse della società Terna Cile S.p.A. e 65,3 milioni di euro nell'interesse della società Tamini Trasformatori S.r.l..

Contenziosi

Di seguito vengono illustrati i principali impegni e rischi non risultanti dallo Stato patrimoniale al 31 dicembre 2019, 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.

Si segnala, in particolare, che è pendente un contenzioso relativo alla nuova linea 380 kV "Udine Ovest - Redipuglia" ed opere connesse, in esercizio da due anni che, nell'ipotesi di accoglimento dei ricorsi proposti dai Comuni e/o dai privati, con conseguente annullamento del decreto di autorizzazione dell'opera, potrebbe avere conseguenze anche sull'esercizio dell'impianto.

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.

Rischio Covid-19

Per maggiori dettagli connessi agli impatti dell'emergenza Covid-19 sulle attività del Gruppo Terna si rimanda alla sezione "Fatti di rilievo successivi alla chiusura dell'esercizio".

F. Aggregazione di imprese

Nel corso dell'esercizio 2019 non sono state poste in essere operazioni di aggregazione di impresa.

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 2019 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 2019.

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.
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.
ANAS S.p.A.	Interventi per spostamenti/varianti linee.	Canoni di attraversamento.
Open Fiber S.p.A.	Concessione diritti d'uso fibra ottica.	Fornitura di servizi per affitto fibra ottica.
Fondenel e Fopen		Contributi previdenziali a carico del Gruppo Terna.
Altre correlate MEF	Servizi Vari.
Ansaldo Energia S.p.A.	Manutenzioni su impianti.

	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.	-	-	-	0,4
Totale controllante di fatto	-	-	-	0,4
Società collegate:
Cesi S.p.A.	-	0,2	-	2,1
CORESO S.A.	-	-	-	2,4
Totale società collegate	-	0,2	-	4,5
Altre società correlate:
Gruppo GSE	16,7	0,1	-	0,1
Gruppo Enel	1.588,5	7,7	-	0,3
Gruppo Eni	6,1	2,4	-	0,5
Gruppo Ferrovie	2,2	2,3	-	11,7
Anas S.p.A.	-	-	-	0,2
Fintecna	-	0,1	-	-
Ansaldo Energia S.p.A.	-	1,4	-	-
Gruppo Poste Italiane	-	-	-	0,1
Snam Rete Gas S.p.A.	-	0,1	-	-
Open Fiber S.p.A.	-	9,6	-	-
Altre correlate MEF	-	0,3	-	0,1
Totale altre società correlate	1.613,5	24,0	-	13,0
Fondi pensione:
Fondenel	-	-	-	0,5
Fopen	-	-	-	2,3
Totale fondi pensione	-	-	-	2,8
TOTALE	1.613,5	24,2	-	20,7

RAPPORTI ECONOMICI (€/milioni)

RAPPORTI PATRIMONIALI (€/milioni)

	IMMOBILI, IMPIANTI E MACCHINARI	CREDITI ED ALTRE ATTIVITÀ	DEBITI ED ALTRE PASSIVITÀ	DISPONIBILITÀ LIQUIDE	GARANZIE*
	COSTI CAPITALIZZATI	ALTRI	ALTRI
Controllante di fatto
Cassa Depositi e Prestiti S.p.A.	-	-	0,1	-	-
Totale controllante di fatto	-	-	0,1	-	-
Società collegate:
Cesi S.p.A.	12,8	0,1	8,4	-	-
CORESO SA	-	-	0,2	-	-
Totale società collegate	12,8	0,1	8,6	-	-
Altre società correlate:
Gruppo GSE	0,3	2,8	-	-	-
Gruppo Enel	8,5	404,4	32,0	-	595,5
Gruppo Eni	-	2,9	2,8	-	42,1
Gruppo Ferrovie	3,3	3,7	30,9	-	24,5
ANAS S.p.A.	0,2	0,2	0,2	-	-
Fintecna S.p.A.	-	0,1	-	-	-
Ansaldo Energia S.p.A.	20,0	1,7	27,4	-	0,7
Open Fiber S.p.A.	-	7,3	2,2	-	-
Gruppo Poste Italiane	-	-	0,1	-	-
Altre correlate MEF	0,2	-	0,1	0,1	-
Totale altre società correlate	32,5	423,1	95,7	0,1	662,8
Fondi pensione:
Fopen	-	-	2,0	-	-
Totale fondi pensione	-	-	2,0		-
TOTALE	45,3	423,2	106,4	0,1	662,8

* 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 2019, 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 1.295,4 milioni di euro attribuibili per circa 1.746 milioni di euro all'attività operativa (autofinanziamento) e per circa -450,6 milioni di euro alla liquidità assorbita dalla gestione del capitale circolante netto.

L'attività di investimento ha assorbito risorse finanziarie per 1.295,4 milioni di euro e si riferisce in particolare per 1.121 milioni di euro a investimenti in immobili, impianti e macchinari, per 81,2 milioni di euro a investimenti in attività immateriali e per 12,1 milioni di euro a oneri finanziari capitalizzati.

La variazione netta del patrimonio netto presenta un decremento pari a 475,2 milioni di euro dovuto all'erogazione del saldo dividendo 2018 (310,5 milioni di euro) e dell'acconto sul dividendo 2019 (169,2 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 netto pari a 1.649,4 milioni di euro, per la gran parte coperto dalla liquidità generata dalla gestione corrente 1.295,4 milioni di euro e per la restante parte mediante utilizzo di disponibilità liquide.

L'indebitamento finanziario netto nel corso dell'esercizio è aumentato di 359,2 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)
		31.12.2018 FINANCING CASH	DELTA FV E	31.12.2019
		FLOWS	ALTRO
- Finanziamenti a lungo termine (inclusa quota corrente)	9.458,2	192,0	(43,0)	9.607,2
- Finanziamenti a breve termine	25,0	-	-	25,0
- Attività finanziarie correnti - Titoli di Stato	(402,6)	(109,5)	(1,2)	(513,3)
VARIAZIONE NETTE DA ATTIVITÀ DI FINANZIAMENTO	9.080,6	82,5	(44,2)	9.118,9

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. Le disposizioni, da ultimo modificate con decreto-legge 30 aprile 2019, n. 34, prevedono, in particolare, l'obbligo di pubblicare nelle note integrative del bilancio di esercizio e dell'eventuale bilancio consolidato gli importi e le informazioni relativi a sovvenzioni, sussidi, vantaggi, contributi o aiuti, in denaro o in natura, non aventi carattere generale e privi di natura corrispettiva, retributiva o risarcitoria, ricevute dalle pubbliche amministrazioni (comma 125-bis) e le erogazioni effettuate (comma 126).

In coerenza con le circolari di Assonime n. 5 del 22/2/2019 "Trasparenza nel sistema delle erogazioni pubbliche: analisi della disciplina e orientamenti interpretativi" e n.32 del 23 dicembre 2019 "Attività di impresa e concorrenza", 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 2019:

EROGAZIONI RICEVUTE (COMMA 125-BIS)

		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*		7.342.517,68 Contributi incassati a fronte della rendicontazione di un primo Stato Avanzamento Lavori di 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

* 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.	Fondazione Costruiamo il Futuro		03194700138	Liberalità		20.000 Sostegno per il progetto "Premio Costruiamo il Futuro"
TERNA S.p.A.	IRCCS - Istituto Giannina Gaslini		00577500101	Liberalità		20.000 Sostegno alla ristrutturazione del Laboratorio di Processazione/ Congelamento in azoto liquido C Emopoietiche
TERNA S.p.A.	Consorzio Irriguo di Chiomonte	96028800017		Liberalità		20.000 Sostegno per la realizzazione di interventi per il sistema idrico di irrigazione nel Comune di Chiomonte
TERNA S.p.A.	Fondazione Palazzo Strozzi		04963330487	Liberalità		30.000 Liberalità per adesione al Comitato Partner di Palazzo Strozzi
TERNA S.p.A.	Fondazione Cortile dei Gentili		08542180966	Liberalità		24.200 Sostegno per l'Iniziativa "La Scala. Tra Cielo e Terra"
Terna Rete Italia S.p.A.	VIVERE CON DIGNITA onlus		93195410233	Liberalità		10.000 Restauro dell'ANTICA PIEVE DI SAN SALVAR
TOTALE					124.200

M. Fatti di rilievo successivi alla chiusura dell'esercizio

Terna incontra: Comuni di Monterenzio e Calenzano

In data 8 e 9 gennaio 2020 Terna ha incontrato i cittadini dei Comuni in Provincia di Bologna a Monterenzio, e i cittadini dei Comuni in Provincia di Firenze a Calenzano, per presentare gli interventi e condividere il percorso realizzativo del nuovo elettrodotto a 380 kV, tra le esistenti stazioni elettriche di Colunga e di Calenzano, e della variante all'esistente linea Bargi - Calenzano.

L'intervento, che renderà più sicuro ed efficiente il sistema elettrico locale, consiste nel potenziamento di una linea già esistente e, proprio per questo motivo, gli Enti locali e Terna hanno scelto di mantenere quanto più possibile il percorso attuale, al fine di non interessare nuovi territori.

Entrata in esercizio del nuovo elettrodotto Benevento III - Pontelandolfo

In data 17 gennaio 2020, dopo la positiva conclusione dei test di energizzazione, Terna ha messo in esercizio il nuovo elettrodotto a 150 kV Benevento III - Pontelandolfo. La linea, della lunghezza di oltre 15 Km, collega la nuova Stazione Elettrica di Pontelandolfo con la Stazione Elettrica di Benevento III. L'intervento, che consentirà una maggiore efficienza e sostenibilità della rete elettrica dell'area, rappresenta la fase conclusiva dei lavori che hanno comportato l'attivazione da parte di Terna della nuova direttrice elettrica a 150 kV Castelpagano - Morcone - Pontelandolfo - Benevento III e favorirà l'integrazione in rete della produzione di energia da fonte rinnovabile dell'area del beneventano.

Sempre nell'area di Benevento, nel corso del 2019, Terna ha concluso la fase finale delle demolizioni connesse alla realizzazione dell'elettrodotto 380 kV Benevento II - Foggia e della Stazione Elettrica di Benevento III che, oltre ad aumentare la capacità di trasporto dell'energia nell'area, ha consentito la demolizione di oltre 42 km di vecchie linee e l'interramento dì circa 10 km.

Bloomberg Gender Equality Index (GEI)

In data 21 gennaio 2020 Terna è stata confermata per il secondo anno consecutivo 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. La performance registrata da Terna nel 2020 risulta superiore alla media sia per quanto riguarda le società incluse nell'indice, sia con riferimento al sottoinsieme delle aziende del settore Utilities. Oltre alla presenza nel Bloomberg GEI, Terna è inclusa negli indici internazionali di sostenibilità Dow Jones Sustainability (World e Europe), Euronext (World, Europe e Eurozone), FTSE4Good, STOXX® ESG (Global, Environmental, Social e Governance), STOXX® Low Carbon, ECPI, ESI (Ethibel Sustainability Index), MSCI, United Nations Global Compact.

Stazione elettrica Santerno

In data 24 gennaio 2020 è entrata in esercizio, dopo circa nove mesi di lavori, la nuova Stazione Elettrica a 150 kV di Santerno, in provincia di Ravenna, inserita lungo la linea elettrica Ravenna Canala - Fusignano. L'opera, realizzata con tecnologia di ultima generazione, rende più sicura ed efficiente la rete elettrica locale e permette un migliore trasporto dell'energia prodotta dalle fonti rinnovabili presenti nella zona. La superficie dell'area di stazione è di circa 7.600 mq e gli edifici occupano poco più di 450 mq.

Quarta edizione Next Energy

In data 29 gennaio 2020 sono stati selezionati, per la quarta edizione di Next Energy, i 10 team di innovatori della Call for Ideas per il percorso di incubazione della durata di 3 mesi e le 5 startup della Call for Growth per l'engage con Terna. Per entrambe le Call, le aree di interesse declinate dal bando della quarta edizione di Next Energy si focalizzano sugli strumenti abilitanti della transizione energetica verso un sistema più efficiente, sicuro e sostenibile, tra i quali: robotica, internet of things, energy tech, materiali avanzati, mobilità elettrica, storage, integrazione ambiente/infrastrutture e digitalizzazione.

In riferimento ai 10 team di innovatori, solo uno si aggiudicherà un voucher del valore di 50.000 euro utilizzabile in servizi finalizzati al processo di accelerazione del progetto, mentre per la Call for Growth, il percorso di engage individuerà dei progetti pilota da sviluppare presso gli Innovation Hub di Terna.

Apertura cantiere per la nuova Stazione di Celano

In data 30 gennaio 2020, a due mesi dalla presentazione del progetto di realizzazione della nuova Stazione Elettrica ai cittadini di Celano, Terna si avvia all'apertura del cantiere. La nuova stazione a 150 kV, e i relativi raccordi Collarmele - Acea Smist. Est/Tagliacozzo, Avezzano CP - Rocca di Cambio/Collarmele CP, renderanno più sicura ed efficiente la rete elettrica locale, permetterà la razionalizzazione dell'area e il trasporto in sicurezza dell'energia rinnovabile prodotta nel territorio, evitando perdite di rete. Il tempo previsto per la realizzazione della nuova stazione è di circa 2 anni.

Gold Class di Robecosam

In data 30 gennaio 2020, dopo il riconoscimento per il secondo anno consecutivo di Industry Leader nel settore Electric Utilities del Dow Jones Sustainability Index, Terna è stata confermata anche nella Gold Class di Robecosam. Terna, che in undici anni di permanenza continua nel Dow Jones entra per la sesta volta nella Gold Class, ha totalizzato un punteggio complessivo di 90/100, leader tra le Electric Utilities, settore che ha registrato un punteggio medio di 45/100.

La valutazione annuale di RobecoSAM si basa su severi criteri di performance economica, ambientale e sociale e su una review delle principali controversie. Le aree analizzate comprendono: gestione dei rischi, corporate governance, impatti ambientali, rapporto con la comunità, gestione delle risorse umane, stakeholder engagement, rispetto dei diritti umani e controllo della catena di fornitura.

Protocollo d'intesa con le Associazioni dei Consumatori

In data 31 gennaio 2020 Terna e 11 Associazioni dei Consumatori hanno firmato un Protocollo d'Intesa finalizzato a rafforzare la collaborazione tra le parti rispetto alle attività che Terna svolge come operatore del sistema elettrico, con particolare attenzione al perseguimento degli obiettivi di sicurezza ed efficienza del servizio elettrico. Terna e le associazioni dei consumatori si attiveranno per l'attuazione degli interventi sulla rete di trasmissione elettrica nazionale e saranno impegnate a collaborare durante il processo concertativo volto alla migliore localizzazione delle nuove infrastrutture elettriche. Al centro dell'intesa ci sono anche la condivisione di informazioni su iniziative legislative europee, nazionali, regionali e locali; la promozione di azioni di sensibilizzazione sulle tematiche della trasmissione di energia; l'avvio di un percorso di studio degli interventi sostenibili di "smartizzazione" del sistema elettrico ed energetico delle isole minori. L'accordo, inoltre, darà il via a un percorso formativo e divulgativo destinato alle associazioni dei consumatori e sviluppato congiuntamente sulle tematiche del settore elettrico.

Stazione Elettrica Benevento III: Terna avvia la piantumazione di oltre 2000 essenze arboree e arbustive

Il 7 febbraio 2020, Terna ha avviato l'intervento di ingegneria naturalistica connesso alla realizzazione della Stazione Elettrica Benevento III in Contrada La Francesca a Benevento. Le attività consistono nella piantumazione di oltre 2000 essenze arboree e arbustive lungo il perimetro dell'asset che consentiranno una maggiore armonizzazione dell'infrastruttura con il contesto in cui è inserita portando benefici al valore ecologico e ambientale dell'area interessata.

Stazione elettrica Nuraminis

In data 13 febbraio 2020 è entrata in esercizio la nuova stazione a 150 kV Nuraminis in Sardegna. La nuova stazione, inserita in entra-esce sulla linea Nurri-Villasor, è stata collegata alla linea di utenza della cementeria Italcementi, risolvendo definitivamente la particolare criticità di connessione di questo importante impianto industriale, precedentemente allacciato alla linea esistente tramite una derivazione rigida. E non solo, la nuova Stazione di Nuraminis garantirà maggiore efficienza ed affidabilità alla rete dell'intera area Sud Sardegna. L'opera è stata progettata e realizzata dai colleghi dell'Area Progettazione e Realizzazione Impianti del Nord Ovest che hanno consegnato l'impianto per l'esercizio ai colleghi dell'Unità Impianti di Villasor.

Protocollo d'intesa con la Regione Veneto

raccolta, misura ed elaborazione real-time dei dati di funzionamento delle nostre linee presenti sul territorio regionale. L'utilizzo delle IoT Box, grazie alla capillare diffusione delle infrastrutture elettriche sul territorio, permetterà di aumentare in maniera significativa la capacità di osservazione dello stato della rete e di garantire efficienza nella gestione e maggiore tempestività di intervento in caso di necessità. Attualmente, abbiamo installato circa 500 i dispositivi di monitoraggio e raccolta dei dati nelle nostre infrastrutture della regione, che prevalentemente ricadono nei territori delle province di Belluno, Verona e Vicenza.

Avvio cantiere stazione elettrica di Collesalvetti

In data 27 febbraio 2020 è stata avviata l'apertura del cantiere per la realizzazione della nuova stazione elettrica di smistamento a 132 kV "Collesalvetti", in Località Guasticce. La nuova infrastruttura, a cui si raccorderanno gli elettrodotti "Livorno Marzocco-Marginone", "Guasticce-Cascina", "Guasticce-Pisa P.M." e "Guasticce-Acciaiolo Livorno", renderà più sicura ed efficiente la rete elettrica locale riducendo le perdite di rete e il rischio di energia non fornita; inoltre, permetterà di far fronte alle maggiori richieste di energia connesse al forte sviluppo residenziale e industriale dell'area interessata dall'opera, collocata in prossimità dell'Interporto "Amerigo Vespucci" di Livorno.

Il nuovo impianto, realizzato in doppia sbarra 132 kV con apparecchiature isolate in aria, sarà realizzato in circa 3 anni e mezzo di lavori e avrà un'estensione di oltre 18.000 m2 ; l'infrastruttura elettrica sarà posta su un rilevato al fine di garantirne un'ottimale sicurezza rispetto alle caratteristiche idrauliche della zona d'intervento.

Closing acquisizione Brugg Cables

In data 29 febbraio 2020, nell'ambito della strategia di sviluppo delle attività Non Regolate, per il tramite della controllata Terna Energy Solutions S.r.l., è stato perfezionato il closing dell'operazione di acquisizione del 90% di Brugg Kabel AG (Gruppo Brugg), uno dei principali operatori europei nel settore dei cavi terrestri, attivo nella progettazione, sviluppo, realizzazione, installazione e manutenzione di cavi elettrici di ogni tensione ed accessori per cavi ad alta tensione. L'accordo fa seguito all'operazione annunciata il 20 dicembre scorso da Terna. L'acquisizione di Brugg Kabel consentirà al Gruppo Terna di dotarsi di un centro di eccellenza per la ricerca, lo sviluppo e il testing in una delle tecnologie core per il TSO, come quella dei cavi terrestri.

Covid-19

I primi mesi del 2020 sono stati caratterizzati a livello globale dall'emergenza sanitaria legata al Covid-19, con un pesante impatto sui mercati e sull'economia nazionale e mondiale. Nell'attuale contesto, in continua evoluzione e comunque caratterizzato da una maggiore incertezza legata ai possibili sviluppi dell'infezione, le prospettive economiche a livello globale rimangono improntate alla debolezza.

L'impatto economico dell'emergenza Covid-19 sulle attività del Gruppo Terna è attualmente in fase di determinazione, tuttavia non si attendono impatti diretti significativi dato il profilo strettamente regolato del business, i cui ricavi regolati sono determinati da apposite deliberazioni dell'ARERA, sulla base del livello di investimenti e delle entrate in esercizio realizzate negli anni precedenti. In particolare, immaginando una progressiva ripresa delle attività sul territorio nazionale a partire dal secondo trimestre 2020, i risultati del Gruppo sono attesi in linea con le guidance economico-finanziarie comunicate ai mercati. Per quanto riguarda le attività Non Regolate, stimiamo l'impatto sull'ebitda non significativo, tenuto anche conto che una quota consistente di contratti sono di natura ricorrente e il loro contributo al margine non è a rischio.

Con riferimento alle poste di bilancio valutate a fair value, si evidenzia che tutti i finanziamenti e le relative coperture contabilizzate in hedge accounting non hanno, per loro natura, impatti significativi in considerazione delle relazioni di copertura in essere e della solidità delle controparti contrattuali. Inoltre per quanto riguarda il rating creditizio, la solidità patrimoniale di Terna, unita alla stabilità del business, fa sì che il rating su base standalone non presenti significativi aspetti di rischio.

Si precisa infine, che il Gruppo Terna ha, intrapreso tutte le necessarie azioni di contenimento del contagio, in linea con le disposizioni di legge vigenti a tutela della salute e sicurezza dei lavoratori e per la gestione in sicurezza del sistema elettrico nazionale.

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 2019 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'ESERCIZIO36
Revisione contabile	PwC	842.539
Servizi di attestazione e Altri incarichi	PwC	174.495
TOTALE		1.017.034

³⁶ Il corrispettivo comprende il contributo Consob.

Attestazione

del bilancio consolidato ai sensi dell'art. 81-ter del Regolamento CONSOB n. 11971 del 14 maggio 1999 e successive modifiche e integrazioni

-

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 2019

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 2019, 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 2019, 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.

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 1.264 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 2.345 milioni includono ricavi da attività non regolate per Euro 212 milioni pari a circa il 9 per cento 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.

Aspetti chiave Procedure di revisione in risposta agli aspetti chiave

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 dal principio contabile internazionale IFRS 15 "Revenue from Contracts with Customers".

Le nostre verifiche hanno ricompreso l'analisi delle note al bilancio per verificare l'adeguatezza e la completezza dell'informativa.

Aspetti chiave	Procedure di revisione in risposta agli
	aspetti chiave

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 9.632 milioni nel bilancio consolidato al 31 dicembre 2019.

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.

L'ammontare nozionale degli strumenti finanziari derivati in essere al 31 dicembre 2019 è pari a Euro 5.394 milioni.

Considerata la significatività dei valori, il grado di complessità sia del processo di determinazione del fair value sia delle regole di contabilizzazione previste dal principio contabile internazionale IFRS 9 "Financial Instruments", la verifica degli strumenti finanziari derivati ha rappresentato un aspetto chiave della revisione del bilancio consolidato.

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.

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

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 2019, 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 2019 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 2019 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, 16 aprile 2020

PricewaterhouseCoopers SpA

Luca Bonvino (Revisore legale)

BILANCIO DI ESERCIZIO

Indice

Prospetti contabili Conto economico Terna S.p.A. Conto economico complessivo Terna S.p.A. Prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria Terna S.p.A.	254 254 254 255
Prospetto delle variazioni del patrimonio netto Rendiconto finanziario	257 258
Nota illustrativa A. Principi contabili e criteri di valutazione B. Informazioni sul conto economico C. Settori operativi D. Informazioni sul prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria E. Impegni e rischi F. Aggregazione di imprese G. Rapporti con parti correlate H. Eventi e operazioni significative non ricorrenti, operazioni atipiche o inusuali I. Note esplicative al rendiconto finanziario L. Erogazioni pubbliche M. Proposta di destinazione dell'utile dell'esercizio N. Fatti di rilievo successivi alla chiusura dell'esercizio	260 260 275 281 282 300 306 306 312 312 312 313 314
Informazioni ai sensi dell'art. 149-duodecies del Regolamento Emittenti CONSOB	317
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	318
Relazione del Collegio Sindacale all'Assemblea degli Azionisti di Terna S.p.A.	320
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 al 31 dicembre 2019	330

Prospetti contabili

Conto economico Terna S.p.A.

			(€)
	NOTE	2019	2018
A - RICAVI
1. Ricavi delle vendite e prestazioni	1	1.973.340.968	1.892.840.140
di cui verso parti correlate		1.668.632.968	1.616.989.988
2. Altri ricavi e proventi	2	81.191.540	74.707.510
di cui verso parti correlate		45.257.533	54.332.356
Totale ricavi		2.054.532.508	1.967.547.650
B - COSTI OPERATIVI
1. Materie prime e materiali di consumo utilizzati	3	4.700.629	5.290.261
di cui verso parti correlate		350.779	244.934
2. Servizi	4	378.293.290	364.580.334
di cui verso parti correlate		329.488.649	309.122.126
3. Costo del personale	5	60.317.427	63.929.242
- costo personale lordo		64.357.879	67.117.442
- costo del personale capitalizzato		(4.040.452)	(3.188.200)
di cui verso parti correlate		722.902	738.069
4. Ammortamenti e svalutazioni	6	540.735.053	517.865.399
5. Altri costi operativi	7	7.652.919	18.172.002
di cui verso parti correlate		75.845	26.033
Totale costi		991.699.318	969.837.238
A-B RISULTATO OPERATIVO		1.062.833.190	997.710.412
C - PROVENTI/(ONERI) FINANZIARI
1. Proventi finanziari	8	19.214.181	13.020.750
di cui verso parti correlate		8.973.188	8.096.591
2. Oneri finanziari	8	(82.812.923)	(91.582.167)
di cui verso parti correlate		(314.851)	(3.076.200)
D - RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE		999.234.448	919.148.995
E - IMPOSTE DEL'ESERCIZIO	9	285.720.901	257.857.793
F - UTILE NETTO DELL'ESERCIZIO		713.513.547	661.291.202

Conto economico complessivo Terna S.p.A.

			(€)
	NOTE	2019	2018
UTILE NETTO DELL'ESERCIZIO		713.513.547	661.291.202
Altre componenti del conto economico complessivo dell'esercizio che saranno successivamente rilasciate a conto economico
- Cash flow hedge	19	(92.777.473)	(32.502.930)
- Attività finanziarie al fair value con effetto al conto economico complessivo	19	623.683	1.168.219
- Costo della copertura	19	(11.640.758)	(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	19	(649.112)	16.440
UTILE NETTO COMPLESSIVO DELL'ESERCIZIO		609.069.887	628.183.256

Prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria Terna S.p.A.

			(€)
	NOTE	AL 31.12.2019	AL 31.12.2018
A - ATTIVITÀ NON CORRENTI
1. Immobili, impianti e macchinari	10	12.258.315.189	12.034.962.379
di cui verso parti correlate		95.914.264	73.329.994
2. Avviamento	11	190.228.231	190.228.231
3. Attività immateriali	12	253.508.637	237.451.427
4. Attività per imposte anticipate	13	69.630.282	18.248.879
5. Attività finanziarie non correnti	14	1.344.149.926	1.091.128.621
di cui verso parti correlate		24.025.199	9.956.332
6. Altre attività non correnti	15	4.096.261	4.257.446
Totale attività non correnti		14.119.928.526	13.576.276.983
B - ATTIVITÀ CORRENTI
1. Crediti commerciali	16	1.160.279.675	1.090.063.061
di cui verso parti correlate		434.004.989	422.445.664
2. Attività finanziarie correnti	14	519.195.615	494.024.680
di cui verso parti correlate		-	89.484.556
3. Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	17	719.227.717	945.044.880
di cui verso parti correlate		(174.012.553)	(204.749.945)
4. Crediti per imposte sul reddito	18	3.494.278	16.016.310
5. Altre attività correnti	15	26.226.584	20.446.631
di cui verso parti correlate		-	3.266.360
Totale attività correnti		2.428.423.869	2.565.595.562
TOTALE ATTIVITÀ		16.548.352.395	16.141.872.545

(segue)

			(€)
	NOTE	AL 31.12.2019	AL 31.12.2018
C - PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO
1. Capitale sociale		442.198.240	442.198.240
2. Altre riserve		688.088.173	792.531.833
3. Utile e perdite accumulate		2.306.586.049	2.113.051.689
4. Acconto dividendo		(169.241.326)	(158.186.370)
5. Utile netto dell'esercizio		713.513.547	661.291.202
Totale Patrimonio netto	19	3.981.144.683	3.850.886.594
D - PASSIVITÀ NON CORRENTI
1. Finanziamenti a lungo termine	20	9.305.362.828	8.171.886.525
2. Benefici per i dipendenti	21	11.678.307	11.768.108
3. Fondi rischi e oneri	22	179.020.206	213.829.474
4. Passività finanziarie non correnti	20	159.017.636	59.089.581
5. Altre passività non correnti	23	347.454.770	196.119.231
di cui verso parti correlate		32.941.295	39.929.872
Totale passività non correnti		10.002.533.747	8.652.692.919
E - PASSIVITÀ CORRENTI
1. Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine	20	117.360.983	1.229.798.720
di cui verso parti correlate		-	500.000.000
2. Debiti commerciali	24	2.030.988.890	2.113.384.836
di cui verso parti correlate		576.326.166	472.324.200
3. Debiti per imposte sul reddito	24	17.391.300	8.072.200
di cui verso parti correlate		(21.022.843)	(18.871.910)
4. Passività finanziarie correnti	21	87.312.392	90.092.567
di cui verso parti correlate		-	497.000
5. Altre passività correnti	24	311.620.400	196.944.709
di cui verso parti correlate		22.865.152	15.724.498
Totale passività correnti		2.564.673.965	3.638.293.032
TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO		16.548.352.395	16.141.872.545

Prospetto delle variazioni del patrimonio netto

31 DICEMBRE 2018 - 31 DICEMBRE 2019 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 ACC.	ACCONTO DIVIDENDO	UTILE NETTO DELL'ESERCIZIO	PATRIMONIO NETTO
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
UTILE NETTO DELL'ESERCIZIO								713,5	713,5
ALTRE COMPONENTI DEL CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO:
- Variazione fair value derivati cash flow hedge	-	-	-	(92,8)	-	-	-	-	(92,8)
- Attività finanziarie al fair value con effetto al conto economico complessivo	-	-	-	-	0,6	-	-	-	0,6
- Costo della copertura	-	-	-	(11,6)	-	-	-	-	(11,6)

- Utili (perdite) attuariali su Benefici ai dipendenti	-	-	-	-	(0,7)	-	-	-	(0,7)
Totale altre componenti del conto economico complessivo	-	-	-	(104,4)	(0,1)	-	-	-	(104,5)
UTILE NETTO COMPLESSIVO	-	-	-	(104,4)	(0,1)	-	-	713,5	609,0
OPERAZIONI CON GLI AZIONISTI:
Destinazione Risultato 2018:
- Utili portati a nuovo	-	-	-	-	-	192,6	-	(192,6)	-
- Dividendi	-	-	-	-	-	-	158,2	(468,7)	(310,5)
Acconto dividendo 2019	-	-	-	-	-	-	(169,2)	-	(169,2)
Totale operazioni con gli azionisti	-	-	-	-	-	192,6	(11,0)	(661,3)	(479,7)
Altre variazioni	-	-	-	-	-	0,9	-	-	0,9
PATRIMONIO NETTO
AL 31 DICEMBRE 2019	442,2	88,4	20,0	(150,9)	730,5	2.306,6	(169,2)	713,5	3.981,1

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	-	-	-	(32,5)	-	-	-	-	(32,5)
- Attività finanziarie al fair value con effetto al conto economico complessivo	-	-	-	-	1,1	-	-	-	1,1
- Costo della copertura	-	-	-	(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

Rendiconto finanziario

		(€/milioni)
	2019	2018
UTILE NETTO DELL'ESERCIZIO	713,5	661,3
RETTIFICHE PER:
Ammortamenti, perdite di valore/(rivalutazioni) di attività materiali e immateriali non correnti*	532,5	508,9
Accantonamenti ai fondi (incluso fondi del personale) e svalutazioni	17,1	33,9
(Plusvalenze)/Minusvalenze da alienazione attività materiali	(11,2)	(3,0)
(Proventi)/Oneri finanziari	60,4	78,7
Imposte sul reddito	285,7	257,9
CASH FLOW DA ATTIVITÀ OPERATIVA PRIMA DELLE VARIAZIONI DEL CCN	1.598,0	1.537,7
Incremento/(decremento) fondi (incluso fondi del personale e imposte)	(54,5)	(39,0)
(Incremento)/decremento di rimanenze	-	5,3
(Incremento)/decremento di crediti commerciali e altre attività correnti	(78,4)	121,8
Incremento/(decremento) di debiti commerciali e altre passività correnti	31,0	81,4
(Incremento)/decremento di altre attività non correnti	(164,7)	(21,1)
Incremento/(decremento) di altre passività non correnti	117,7	19,9
Interessi attivi e altri proventi finanziari incassati	31,3	3,0
Interessi passivi e altri oneri finanziari pagati	(216,0)	(228,3)
Imposte pagate	(280,4)	(272,6)
CASH FLOW DA ATTIVITÀ OPERATIVA [A]	984,0	1.208,1
- di cui verso parti correlate	62,5	55,5
Investimenti delle attività materiali non correnti al netto dei contributi incassati	(937,3)	(793,8)
Ricavo dalla vendita di attività materiali non correnti e altre movimentazioni	17,1	4,8
Variazione delle attività immateriali non correnti	(68,7)	(58,4)
di cui investimenti in attività immateriali non correnti	(68,7)	(51,8)
di cui acquisizioni infragruppo	-	(6,6)
(Acquisizioni)/Cessioni infragruppo	231,3	-
Oneri finanziari capitalizzati	12,1	15,1
(Incremento)/decremento di partecipazioni	(29,2)	(55,7)
CASH FLOW DA ATTIVITÀ D'INVESTIMENTO [B]	(774,7)	(888,0)
- di cui verso parti correlate	(22,6)	(6,4)
Incremento/(decremento) dell'Utile e perdite accumulate	-	(1,4)
Dividendi pagati	(475,2)	(451,1)
Variazioni dei debiti finanziari a breve e a medio/lungo termine (compresa quota a breve)**	81,3	(19,7)
Variazione dei finanziamenti attivi a breve, medio e lungo termine	68,2	(179,5)
Variazioni degli impieghi finanziari a breve termine	(109,5)	(401,5)
CASH FLOW DA ATTIVITÀ DI FINANZIAMENTO [C]	(435,2)	(1.053,2)
- di cui verso parti correlate	(424,6)	(99,1)
INCREMENTO/(DECREMENTO) CASSA ED EQUIVALENTI DI CASSA [A+B+C]	(225,9)	(733,1)
Cassa ed equivalenti di cassa all'inizio dell'esercizio	945,1	1.678,2
Cassa ed equivalenti di cassa alla fine dell'esercizio	719,2	945,1

* 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, inclusa la variazione dei diritti d'uso per cassa.

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 10 marzo 2020.

Il Bilancio d'esercizio per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2019 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) dell'esercizio, 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 alla prima cifra decimale, 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 2018, al fine di una migliore esposizione comparativa, sono stati riesposti, senza peraltro modificare i valori di patrimonio netto al 31 dicembre 2018, del Conto economico e del Conto economico complessivo 2018.

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

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.

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. Le perdite di valore sono determinate in applicazione del principio IFRS 9 (modello Expected Credit Loss): la Società considera le perdite su crediti attese, e le relative variazioni, a ogni data di riferimento del bilancio.

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.

Immobili, impianti e macchinari

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.

dei canoni residui, è rappresentata tra i debiti finanziari. Le attività consistenti nel diritto di utilizzo sono ammortizzate dalla commencement date alla fine della vita utile dell'attività sottostante o, se anteriore, al termine della durata del leasing.

Nel determinare la durata del leasing e la durata del periodo di leasing non annullabile, la Società ha tenuto conto delle condizioni contrattuali ed ha valutato il periodo di tempo durante il quale il contratto è esigibile.

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.

Attività immateriali

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.

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.

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 precedentemente. 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.

Strumenti finanziari

Attività finanziarie

Il 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;
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 e 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. Rientrano in questa categoria i titoli di stato detenuti dalla Società;

• 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

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, 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 principio IFRS 9 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. 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

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.

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 dalla 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.

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.

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, Ima37, Isp38, 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.

³⁷ Indennità mensilità aggiuntive.

³⁸ Indennità sostitutiva del preavviso.

Fondi per rischi e oneri

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, 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 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

Il tasso di capitalizzazione medio utilizzato per l'esercizio 2019 è pari a circa 0,9% (per il 2018 era pari al 1,23%).

Dividendi

Imposte sul reddito

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.

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 2019

A partire dal 1° gennaio 2019 sono entrati in vigore un nuovo principio contabile, 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 16 - Leases

Tra le novità, superando la distinzione fra leasing operativo e finanziario, il nuovo principio fonda la rappresentazione contabile sul cosiddetto right of use approach, che uniforma per il locatario la contabilizzazione di qualsiasi tipologia di leasing. Secondo il modello contabile previsto dal principio, alla data di inizio di un leasing, il locatario rileverà una passività finanziaria pari al valore attuale dei canoni di locazione futuri (la passività per il leasing) e un'attività che rappresenta il diritto di utilizzare l'attività sottostante per la durata del leasing (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 ha adottato il nuovo Standard a partire dal 1° gennaio 2019, rilevando gli effetti connessi alle fattispecie esistenti alla data di prima applicazione senza effettuare il restatement del periodo precedente posto a confronto (c.d. Modified retrospective option) conformemente a quanto previsto dal paragrafo C8b) del principio, rilevando per i leasing classificati in precedenza come leasing operativi (ex IAS 17):

a) la passività finanziaria del leasing, pari al valore attuale dei pagamenti residui dovuti per il leasing, attualizzati utilizzando il tasso di finanziamento marginale del locatario alla data dell'applicazione iniziale;
b) l'attività consistente nel diritto d'uso, 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 di applicazione iniziale.

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 ha scelto di avvalersi delle deroghe previste dal principio, ed in particolare non è stato applicato il principio IFRS 16 ai contratti di leasing a breve termine (con durata inferiore ai 12 mesi) ed i contratti con attività sottostante di valore modesto.

Terna si è inoltre avvalsa dagli espedienti pratici previsti dallo Standard, escludendo dall'analisi i contratti in scadenza entro 12 mesi dalla data di prima applicazione, e non applicando il principio ai contratti che non erano precedentemente identificati come leasing ai sensi dello IAS 17 e dell'IFRIC 4.

Nel determinare la durata del leasing e nel valutare la durata del periodo non annullabile, Terna ha considerato le condizioni contrattuali e ha determinato il periodo di tempo durante il quale il contratto è esigibile. Ad ogni data di valutazione il Gruppo valuta, considerando tutti i fatti e le circostanze pertinenti che creano un incentivo economico, se vi è la ragionevole certezza di esercitare o meno l'opzione di proroga o di risoluzione del leasing.

Per la Società l'applicazione del nuovo principio non ha avuto un impatto significativo in bilancio. In particolare, gli effetti principali sono relativi alla contabilizzazione del diritto d'uso (e relativa passività finanziaria) per i contratti di noleggio della flotta aziendale, per i contratti di affitto degli appartamenti assegnati ai dipendenti, degli immobili uso ufficio e di terreni.

Di seguito sono rappresentati gli effetti sulla Società derivanti dalla prima applicazione, al 1° gennaio 2019, del principio IFRS 16:

			(€)
	AL 31.12.2018	EFFETTO IFRS 16	RIESPOSTO AL 01.01.2019
A - ATTIVITÀ NON CORRENTI
1. Immobili, impianti e macchinari	12.034.962.379	8.426.433	12.043.388.812
2. Avviamento	190.228.231	-	190.228.231
3. Attività immateriali	237.451.427	-	237.451.427
4. Attività per imposte anticipate	18.248.879	-	18.248.879
5. Attività finanziarie non correnti	1.091.128.621	-	1.091.128.621
6. Altre attività non correnti	4.257.446	-	4.257.446
Totale attività non correnti	13.576.276.983	8.426.433	13.584.703.416
B - ATTIVITÀ CORRENTI
1. Crediti commerciali	1.090.063.061	-	1.090.063.061
2. Attività finanziarie correnti	494.024.680	-	494.024.680
3. Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	945.044.880	-	945.044.880
4. Crediti per imposte sul reddito	16.016.310	-	16.016.310
5. Altre attività correnti	20.446.631	(239.234)	20.207.397
Totale attività correnti	2.565.595.562	(239.234)	2.565.356.328
TOTALE ATTIVITÀ	16.141.872.545	8.187.199	16.150.059.744
C - PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO
1. Capitale sociale	442.198.240	-	442.198.240
2. Altre riserve	792.531.833	-	792.531.833
3. Utile e perdite accumulate	2.113.051.689	-	2.113.051.689
4. Acconto dividendo	(158.186.370)	-	(158.186.370)
5. Utile netto dell'esercizio	661.291.202	-	661.291.202
Totale patrimonio netto	3.850.886.594	-	3.850.886.594
E - PASSIVITÀ NON CORRENTI
1. Finanziamenti a lungo termine	8.171.886.525	7.037.458	8.178.923.983
2. Benefici per i dipendenti	11.768.108	-	11.768.108
3. Fondi rischi e oneri	213.829.474	-	213.829.474
4. Passività finanziarie non correnti	59.089.581	-	59.089.581
5. Altre passività non correnti	196.119.231	-	196.119.231
Totale passività non correnti	8.652.692.919	7.037.458	8.659.730.377
F - PASSIVITÀ CORRENTI
1. Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine	1.229.798.720	1.149.742	1.230.948.462
2. Debiti commerciali	2.113.384.836	-	2.113.384.836
3. Debiti per imposte sul reddito	8.072.200	-	8.072.200
4. Passività finanziarie correnti	90.092.567	-	90.092.567
5. Altre passività correnti	196.944.709	-	196.944.709
Totale passività correnti	3.638.293.032	1.149.742	3.639.442.774
TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO	16.141.872.545	8.187.199	16.150.059.744

Non sono attesi impatti rilevanti in merito ai nuovi emendamenti e interpretazioni, di seguito i principali:

Emendamento all'IFRS 9: Prepayment Features with Negative Compensation

Emendamento all'IFRIC 23: Uncertainty over Income Tax Treatments

Emendamento allo IAS 28: Long-term interests in Associates and Joint Venture

Emendamento allo IAS 19: Plan Amendment, Curtailment or Settlement

Improvement to IFRSs (2015-2017 Cycle)

Principi contabili internazionali omologati ma ancora non entrati in vigore

References to the Conceptual framework in IFRS Standards

Emendamento alI'IFRS 9, IAS 39 e IFRS 7: Interest Rate Benchmark Reform

La Società ha scelto di applicare anticipatamente le modifiche previste dall'emendamento, obbligatorie a partire dal 1° gennaio 2020, per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2019. L'adozione di questi requisiti consente alla Società di continuare l'hedge accounting nel periodo di incertezza dovuto alla riforma dei tassi di interesse.

La Società è esposta, all'interno delle relazioni di hedge accounting soggette alla riforma dei tassi di interesse, ai tassi di interesse benchmark EURIBOR e USD LIBOR.

La Società sta monitorando attentamente il mercato e i risultati ottenuti dai vari working group del settore che gestiscono la transizione ai nuovi tassi di riferimento, inclusi gli annunci resi dai regolatori riguardanti la transizione dal LIBOR a SOFR (Secured Overnight Financing Rate) e da EURIBOR a ESTER (Euro Shortterm Rate). La Società ha inoltre definito un programma di transizione IBOR con l'obiettivo di comprendere quali aree di business siano esposte all'IBOR e di preparare e consegnare un piano di azione che consenta una transizione lineare ai tassi di interesse alternativi. La Società si è posta l'obiettivo di concludere la transizione e i piani di fallback in essere entro la fine del 2020.

I diversi working group del settore stanno lavorando sul linguaggio di fallback per diversi strumenti e IBOR, che la Società sta monitorando da vicino e cercherà di implementare al momento opportuno. Per i derivati della Società, le clausole di fallback ISDA (International Swaps and Derivative Association) sono state rese disponibili a fine 2019; il Gruppo inizierà a discutere con le banche con l'obiettivo di adottare tale linguaggio negli agreement ISDA nel corso del 2020.

La misura dell'esposizione al rischio che l'entità gestisce e che è direttamente interessata dalla riforma degli indici di riferimento per la determinazione dei tassi di interesse è pari a 2.891 milioni di euro; l'importo nominale degli strumenti di copertura in tali relazioni di copertura ammonta a 5.373 milioni di euro.

La Società continuerà ad applicare le modifiche relative all'IFRS9 fino a che le incertezze derivanti dalla riforma dei tassi d'interesse benchmark alle quali è esposta, con specifico riferimento alle scadenze e all'ammontare del cash flow sottostante, non saranno risolte. La Società prevede che l'incertezza permarrà fino a che i contratti, indicizzati agli IBOR, non saranno modificati per specificare la data a seguito della quale il tasso di interesse benchmark sarà sostituito, i cash flow correlati al nuovo tasso e il relativo spread adjustment. In parte questo dipenderà dall'introduzione delle clausole di fallback che non sono ancora state aggiunte ai contratti della Società e dalla negoziazione con i prestatori e gli obbligazionisti.

Principi contabili internazionali in corso di omologazione

IFRS 17 Insurance Contracts

Emendamento all'IFRS 3: Definition of a Business

B. Informazioni sul conto economico

Ricavi

1. RICAVI DELLE VENDITE E DELLE PRESTAZIONI - 1.973,3 MILIONI DI EURO

			(€/milioni)
	2019	2018	Δ
Corrispettivo CTR utilizzo di rete	1.725,0	1.657,4	67,6
Conguagli CTR esercizi pregressi	0,6	0,1	0,5
Qualità del servizio	20,2	7,4	12,8
Altri ricavi energia	140,5	168,6	(28,1)
Altre vendite e prestazioni	87,0	59,4	27,6
TOTALE	1.973,3	1.892,9	80,4

Corrispettivo CTR

La voce, pari a 1.725,6 milioni di euro, accoglie i ricavi del "core business" riferiti alla remunerazione spettante alla Società per l'utilizzo della Rete di Trasmissione Nazionale.

L'incremento dei ricavi per il corrispettivo CTR (+68,1 milioni di euro) deriva dall'adeguamento del WACC previsto dalla Delibera 639/18 (che per il triennio 2019-2021 passa al 5,6% rispetto al 5,3% del precedente periodo 2016-2018), dell'incremento del capitale investito (RAB), dalla definizione della remunerazione dell'interconnessione Italia-Montenegro (delibera ARERA 568/19) e dal riconoscimento dell'extraremunerazione sugli accumuli energy-intensive (delibera ARERA 169/19).

Premi/(Penalità) qualità del servizio

La voce, pari a 20,2 milioni di euro, registra un incremento rispetto all'esercizio precedente pari a 12,8 milioni di euro dovuto sostanzialmente alla definizione della performance 2018 (Del. 521/2019/R/eel) e alla valorizzazione della performance 2019, tenuto conto del calcolo pro-quota della stima dei risultati complessivamente attesi nel periodo di regolazione 2016-2020 (ex Del. 653/2015/r/eel).

Altri ricavi energia

Si riferiscono al corrispettivo riconosciuto per il servizio di dispacciamento e misura (componente DIS, pari a 111,0 milioni di euro, componente MIS, pari a 0,1 milioni di euro, e altri ricavi energia per 1,8 milioni di euro) e ai ricavi da costruzione e sviluppo delle infrastrutture in concessione iscritti a fronte dell'applicazione dell'IFRIC 12 (27,6 milioni di euro).

Rispetto all'esercizio precedente la voce registra un decremento pari a 28,1 milioni di euro, riconducibile principalmente al riconoscimento one-off da parte dell'ARERA di alcuni oneri sorgenti nell'esercizio precedente.

Altre vendite e prestazioni

La voce "Altre vendite e prestazioni" ammonta a 87,0 milioni di euro e si riferisce in massima parte ai ricavi originati da servizi amministrativi, di assistenza e consulenza verso le controllate (22,0 milioni di euro, di cui 18,3 milioni di euro riferiti ai servizi resi a Terna Rete Italia S.p.A.), da servizi di connessione alla RTN (2,7 milioni di euro) e dal business Non Regolato (62,3 milioni di euro) principalmente relativi ai servizi di appoggio e housing di fibra ottica (21,8 milioni di euro) e alla rilevazione del ricavo derivante dalla cessione dell'Interconnector privato Italia-Montenegro (17 dicembre 2019) pari a 25,8 milioni di euro.

Lo scostamento (+27,6 milioni di euro) rispetto all'esercizio precedente è dovuto principalmente alla rilevazione del suddetto ricavo derivante dalla cessione dell'Interconnector privato Italia-Montenegro (25,8 milioni di euro), oltre l'effetto dell'incremento dei ricavi afferenti i servizi di connessione (+1,1 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)
	2019	2018	Δ
Totale ricavi perimetro Borsa	3.957,9	3.860,1	97,8
- Uplift	1.963,4	1.648,4	315,0
- Vendite di Energia Elettrica	538,8	523,0	15,8
- Sbilanciamenti	485,7	506,2	(20,5)
- Rendita da congestione	295,8	331,1	(35,3)
- Load Profiling Illuminazione Pubblica	81,1	66,8	14,3
- Diritti utiliz. capacità di trasporto e Market coupling	353,0	337,8	15,2
- Interconnector/shipper	75,3	75,2	0,1
- Altri Ricavi partite passanti borsa	164,8	371,6	(206,8)
Totale ricavi fuori perimetro Borsa	1.498,0	1.443,4	54,6
- Ricavi CTR altri proprietari RTN	140,8	136,5	4,3
- Corrisp. a copertura unità essenziali	412,4	392,7	19,7
- Corrisp. remuneraz. disp. capacità di e.e.	206,7	277,5	(70,8)
- Corrisp. a copertura interrompibilità	306,0	279,5	26,5
- Corrisp. a copertura disp bt e salvaguardia	340,0	276,2	63,8
- Altri Ricavi partite passanti fuori borsa	92,1	81,0	11,1
TOTALE RICAVI ENERGIA PASSANTI	5.455,9	5.303,5	152,4
Totale costi perimetro Borsa	3.957,9	3.860,1	97,8
- Acquisti di Energia Elettrica	2.609,7	2.496,5	113,2
- Sbilanciamenti	425,6	331,5	94,1
- Rendita da congestione	209,4	217,1	(7,7)
- Load Profiling Illuminazione Pubblica	100,9	80,6	20,3
- Diritti utiliz. capacità di trasporto e Market coupling	152,0	136,1	15,9
- Interconnector/Shipper	307,3	366,8	(59,5)
- Altri costi partite passanti borsa	153,0	231,5	(78,5)
Totale servizi e canoni	1.498,0	1.443,4	54,6
- Costi CTR altri proprietari RTN	140,8	136,5	4,3
- Remunerazione delle unità essenziali	412,4	392,7	19,7
- Remuneraz. disponibilità capacità e.e.	206,7	277,5	(70,8)
- Remunerazione servizio interrompibilità	306,0	279,5	26,5
- Remunerazione disponibilità bt e salvaguardia	340,0	276,2	63,8
- altri Costi partite passanti fuori borsa	92,1	81,0	11,1
TOTALE COSTI ENERGIA PASSANTI	5.455,9	5.303,5	152,4

Nel 2019 il costo complessivo per l'Uplift è risultato pari a 1.963,4 milioni di euro, in aumento rispetto all'esercizio precedente di 315,0 milioni di euro, per effetto principalmente dell'aumento del costo relativo all'approvvigionamento dei Servizi sul MSD e della riduzione dei ricavi relativi agli oneri di sbilanciamento.

2. ALTRI RICAVI E PROVENTI - 81,2 MILIONI DI EURO (€/milioni)

	2019	2018	Δ
Affitto ramo azienda	35,0	35,0	-
Contributi diversi	9,3	8,3	1,0
Rimborsi assicurativi per danni	9,1	8,6	0,5
Cessione diritti d'uso fibra ottica	7,4	10,3	(2,9)
Affitti attivi	4,8	3,0	1,8
Plusvalenze da alienazioni parti d'impianto	4,2	3,2	1,0
Vendite a terzi	2,5	2,4	0,1
Ricavi di altra natura	8,9	3,9	5,0
TOTALE	81,2	74,7	6,5

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), ai contributi diversi (9,3 milioni di euro) prevalentemente per le commesse per varianti, ai rimborsi assicurativi per danni sugli impianti (9,1 milioni di euro), alla cessione dei diritti d'uso sulla fibra ottica (7,4 milioni di euro), oltre che agli affitti attivi per 4,8 milioni di euro.

L'incremento della voce per 6,5 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente, deriva principalmente dall'aumento dei ricavi di altra natura (+5,0 milioni di euro) in particolare per maggiori servizi di natura amministrativa verso le società controllate del Gruppo. Rileva altresì l'incremento degli affitti attivi per 1,8 milioni di euro.

Costi operativi

3. MATERIE PRIME E MATERIALI DI CONSUMO UTILIZZATI - 4,7 MILIONI DI EURO

La voce, pari a 4,7 milioni di euro, include il valore degli acquisti di materiali e forniture diverse. Il dato registra un decremento di 0,6 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente.

4. SERVIZI - 378,3 MILIONI DI EURO			(€/milioni)
	2019	2018	Δ
Prestazioni, servizi tecnici e amministrative intersocietarie	325,9	306,7	19,2
Manutenzioni e servizi vari	33,2	35,7	(2,5)
Assicurazioni	8,0	6,1	1,9
Godimento beni di terzi	6,0	11,7	(5,7)
Servizi informatici	3,3	2,7	0,6
Appalti su impianti	1,4	1,3	0,1
Teletrasmissione e telefonia	0,5	0,4	0,1
TOTALE	378,3	364,6	13,7

La voce "Prestazioni, servizi tecnici e amministrativi intersocietari" accoglie i costi di competenza in esecuzione di appositi contratti intercompany (325,9 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 i costi rilevati in applicazione dell'IFRC 12 e per il margine legato alle attività di investimento per lo sviluppo degli impianti della Società finalizzati al servizio di trasmissione e di dispacciamento (complessivamente 25,4 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. (10,0 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 si incrementano di 3,5 milioni di euro), l'incremento della voce "Servizi" è pari a 10,2 milioni di euro ed è riferito prevalentemente alle prestazioni intersocietarie in esecuzione di appositi contratti in essere (+15,7 milioni di euro, di cui +7,7 milioni di euro relativi al premio sulla qualità del servizio attribuito a Terna Rete Italia S.p.A.), in parte compensato dalla riduzione dei costi per godimento beni di terzi per effetto essenzialmente dei maggiori aggiornamenti normativi per i canoni di attraversamento in alcune Regioni rilevati nell'esercizio precedente (-2,7 milioni di euro) e dell'applicazione dell'IFRS16 (-1,6 milioni di euro).

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)
	2019	2018	Δ
Servizi informatici	0,3	0,2	0,1
Appalti su impianti	0,4	0,2	0,2
Manutenzione e servizi vari	1,2	0,6	0,6
Costi per servizi da investimenti su infrastrutture del dispacciamento ex IFRIC 12	1,9	1,0	0,9
Costi per servizi ex IFRIC 12 - Prestazioni da Terna Rete Italia S.p.A.	21,9	19,7	2,2
TOTALE COSTI PER SERVIZI DA INVESTIMENTI SU INFRASTRUTTURE DEL DISPACCIAMENTO EX IFRIC 12	23,8	20,7	3,1

5. COSTO DEL PERSONALE - 60,3 MILIONI DI EURO (€/milioni)

	2018	2017	Δ
Salari, stipendi ed altri benefici a breve termine	59,3	63,2	(3,9)
Compensi agli amministratori	1,7	1,7	-
TFR, sconto energia e altri benefici successivi al rapporto di lavoro	3,7	2,2	1,5
Incentivo all'esodo	(0,3)	-	(0,3)
Costo del personale lordo	64,4	67,1	(2,7)
Costo del personale capitalizzato	(4,1)	(3,2)	(0,9)
TOTALE	60,3	63,9	(3,6)

Il costo del personale rileva un decremento pari a 3,6 milioni di euro principalmente connessi alla differente dinamica dei piani di incentivazione del personale.

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
2019	2018	31.12.2019	31.12.2018
36	37	34	36
199	208	194	221
374	355	379	391
609	600	607	648

6. AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI - 540,7 MILIONI DI EURO (€/milioni)

	2019	2018	Δ
Ammortamento attività immateriali	52,4	46,5	5,9
- di cui Diritti sull'infrastruttura	22,5	22,8	(0,3)
Ammortamento Immobili, impianti e macchinari	488,9	457,3	31,6
Svalutazioni immobili, impianti e macchinari	0,5	13,4	(12,9)
Svalutazioni dei crediti commerciali	(1,1)	0,7	(1,8)
TOTALE	540,7	517,9	22,8

L'incremento della voce per 22,8 milioni di euro riflette principalmente l'entrata in esercizio di nuovi impianti, nonché le maggiori svalutazioni di asset rilevate nell'esercizio precedente (-12,9 mln di euro) e gli ammortamenti rilevati in applicazione dell'IFRS 16 (+1,6 milioni di euro).

7. ALTRI COSTI OPERATIVI - 7,7 MILIONI DI EURO			(€/milioni)
	2019	2018	Δ
Imposte, tasse e tributi locali	(1,0)	5,3	(6,3)
Oneri qualità del servizio elettrico	0,6	5,1	(4,5)
di cui stima costi Mitigazione e Compartecipazione	0,2	3,1	(2,9)
di cui contributi al Fondo Eventi Eccezionali	(0,1)	1,9	(2,0)
di cui Meccanismi di indennizzo utenti in Alta Tensione	0,4	0,1	0,3
Adeguamento fondi vertenze e contenzioso	1,7	(2,8)	4,5
Minusvalenze alienazioni/dismissione impianti	0,4	0,2	0,2
Altri costi operativi	6,0	10,4	(4,4)
TOTALE	7,7	18,2	(10,5)

Le componente più rilevante della voce è rappresentata dagli altri costi operativi (6,0 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 10,5 milioni di euro discende in gran parte dalla riduzione delle imposte, tasse e tributi locali (-6,3 milioni di euro) in particolare connessi agli accantonamenti pregressi ex Circolare 6/2012 dell'Agenzia del Territorio e dalla riduzione degli oneri per la qualità del servizio (-4,5 milioni di euro) sostanzialmente per effetto degli eventi di disalimentazione e interruttivi occorsi nel 2018.

8. PROVENTI/(ONERI) FINANZIARI NETTI - (63,6) MILIONI DI EURO			(€/milioni)
	2019	2018	Δ
ONERI FINANZIARI
Oneri finanziari da Cassa Depositi e Prestiti	(0,3)	(3,0)	2,7
Interessi passivi su finanziamenti m/l termine e relative coperture	(90,1)	(98,7)	8,6
Attualizzazione TFR ed altri fondi del personale	(0,5)	(0,2)	(0,3)
Oneri finanziari capitalizzati	12,1	15,1	(3,0)
Altri oneri finanziari	(0,8)	(0,6)	(0,2)
Differenze di cambio negative	(3,2)	(4,2)	1,0
Totale oneri	(82,8)	(91,6)	8,8
PROVENTI FINANZIARI
Dividendi da collegate	-	1,1	(1,1)
Proventi finanziari da controllate	9,0	7,0	2,0
Adeguamento Prestiti Obbligazionari e relative coperture	1,3	-	1,3
Interessi attivi e altri proventi finanziari	8,9	5,0	3,9
Totale proventi	19,2	13,1	6,1
TOTALE	(63,6)	(78,5)	14,9

La gestione finanziaria dell'esercizio rileva oneri finanziari netti pari a 63,6 milioni di euro riferibili per 82,8 milioni di euro a oneri finanziari e per 19,2 milioni di euro a proventi finanziari. Il decremento degli oneri finanziari netti rispetto all'esercizio precedente, per 14,9 milioni di euro, è riferibile principalmente ai seguenti fattori:

decremento degli oneri finanziari inerenti l'indebitamento a medio e lungo termine e relative coperture (8,6 milioni di euro) imputabile principalmente alla riduzione dei tassi a breve termine rilevata nel 2019 e al decremento dell'inflazione nell'esercizio e degli oneri verso Cassa Depositi e Prestiti (2,7 milioni di euro) per il rimborso del finanziamento da 500 milioni di euro nel mese di febbraio 2019;
minori oneri finanziari capitalizzati (3,0 milioni di euro) legati al decremento dei tassi rilevato nell'esercizio e commentato nel punto precedente;
maggiori interessi attivi e altri proventi finanziari (3,9 milioni di euro) imputabili principalmente alla maggiore liquidità investita nell'anno e al maggiore rendimento ad essa associato.

9. IMPOSTE DELL'ESERCIZIO - 285,7 MILIONI DI EURO	(€/milioni)
	2019	2018	Δ
Imposte dell'esercizio
Imposte correnti:
- IRES	251,4	241,7	9,7
- IRAP	53,0	51,9	1,1
Totale imposte correnti	304,4	293,6	10,8
Insorgenza differenze temporanee:
- anticipate	(4,5)	(12,4)	7,9
Riversamento differenze temporanee:
- anticipate	16,9	19,4	(2,5)
- differite	(30,6)	(31,1)	0,5
Totale imposte differite (attive e passive)	(18,2)	(24,1)	5,9
Rettifiche imposte anni precedenti	(0,5)	(11,6)	11,1
TOTALE	285,7	257,9	27,8

Le imposte correnti a carico dell'esercizio sono pari a 304,4 milioni di euro, in aumento rispetto all'esercizio precedente di 10,8 milioni di euro, essenzialmente per effetto del maggior risultato prima delle imposte.

Le imposte differite nette, pari a -18,2 milioni di euro, registrano una variazione pari a +5,9 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 -0,5 milioni di euro, sono relative alle maggiori imposte correnti rilevate negli anni pregressi, e rilevano un incremento di 11,1 milioni di euro.

L'incidenza effettiva delle imposte dell'esercizio (285,7 milioni di euro) sul risultato ante imposte è pari al 28,6% in leggero aumento rispetto al 28,1% del 2018. 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	999,2
IRES - Onere fiscale teorico
(aliquota 24,0%)		239,8
IRAP - Onere fiscale teorico
(aliquota 5,10% su Risultato operativo pari a euro 1.062,8 milioni)		54,2
		294,0
TAX RATE TEORICO			29,4%
Differenze permanenti IRES
Benefici dipendenti		0,9	0,1%
Sopravvenienze e minusvalenze		1,0	0,1%
Svalutazioni		0,3	-
Quote associative		0,5	0,1%
Altre variazioni in aumento/diminuzione		0,5	0,1%
IMU		(2,6)	(0,3%)
IRAP - art 6 Legge 28/01/2009		(1,2)	(0,1%)
Superammortamento		(4,2)	(0,4%)
ACE Agevolazione per la crescita economica		(3,7)	(0,4%)
Differenze permanenti IRAP
Oneri finanziari capitalizzati		0,7	0,1%
Costo personale		0,1	-
Sopravvenienze		0,2	-
Svalutazioni nette		0,1	-
Altre variazioni in aumento/diminuzione		(0,4)	-
Tax rate effettivo al netto imposte anni preced. e altri effetti one-off			28,7%
Imposte anni precedenti		(0,5)	(0,1%)
Totale imposte a carico dell'esercizio		285,7
TAX RATE EFFETTIVO			28,6%

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 - 12.258,3 MILIONI DI EURO

							(€/milioni)
	TERRENI	FABBRICATI	IMPIANTI E MACCHINARIO	ATTREZZ. INDUSTR. COMMERC.	ALTRI BENI	IMMOB. IN CORSO E ACCONTI	TOTALE
COSTO AL 01.01.2019	135,8	1.879,1	16.567,6	95,7	150,0	1.476,4	20.304,6
Investimenti	6,2	6,0	4,1	3,4	2,4	954,8	976,9
di cui per diritti d'uso	5,9	5,2	-	-	1,4	-	12,5
di cui per leasing finanziario	-	-	4,1	-	-	-	4,1
Passaggi in esercizio	0,6	92,6	843,3	4,5	11,1	(952,1)	-
Cessioni infragruppo	(12,8)	(16,3)	(3,5)	-	-	(208,7)	(241,3)
Acquisizioni infragruppo	-	-	0,9	-	-	-	0,9
Disinvestimenti e svalutazioni	-	(0,8)	(77,3)	-	(2,1)	(0,5)	(80,7)
di cui per diritti d'uso	-	(0,1)	-	-	-	-	(0,1)
di cui per leasing finanziario	-	-	(1,6)	-	-	-	(1,6)
Altre variazioni	(0,2)	(3,9)	(27,0)	-	-	4,0	(27,1)
COSTO AL 31.12.2019	129,6	1.956,7	17.308,1	103,6	161,4	1.273,9	20.933,3
AMM.TI ACCUMULATI E
SVALUTAZIONI AL 01.01.2019	-	(560,4)	(7.518,1)	(74,9)	(116,2)	-	(8.269,6)
Ammortamenti dell'esercizio	(0,3)	(46,3)	(424,7)	(4,8)	(12,8)	-	(488,9)
di cui per diritti d'uso	(0,3)	(0,8)	-	-	(0,5)	-	(1,6)
di cui per leasing finanziario	-	-	(3,3)	-	-	-	(3,3)
Cessioni infragruppo	-	9,3	0,1	-	-	-	9,4
Acquisizioni infragruppo	-	-	(0,3)	-	-	-	(0,3)
Disinvestimenti	-	0,2	72,1	-	2,1	-	74,4
di cui per diritti d'uso	-	-	-	-	-	-	-
di cui per leasing finanziario	-	-	0,3	-	-	-	0,3
Altre variazioni	-	(0,1)	0,1	-	-	-	-
AMM.TI ACCUMULATI E SVALUTAZIONI AL 31.12.2019	(0,3)	(597,3)	(7.870,8)	(79,7)	(126,9)	-	(8.675,0)
Valore contabile
AL 31.12.2019	129,3	1.359,4	9.437,3	23,9	34,5	1.273,9	12.258,3
di cui per diritti d'uso	5,6	4,3	-	-	0,9	-	10,8
di cui per leasing finanziario	-	0,6	26,2	-	-	-	26,8
AL 31.12.2018	135,8	1.318,7	9.049,5	20,8	33,8	1.476,4	12.035,0
di cui per diritti d'uso	-	-	-	-	-	-	-
di cui per leasing finanziario	-	0,6	26,7	-	-	-	27,3
Δ	(6,5)	40,7	387,8	3,1	0,7	(202,5)	223,3

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 223,3 milioni di euro, sostanzialmente per effetto delle seguenti movimentazioni:

investimenti dell'esercizio (+976,9 milioni di euro, inclusi 12,5 milioni di euro riferiti ai diritti d'uso rilevati in applicazione del nuovo principio IFRS16);
cessione dell'Interconnector privato Italia-Montenegro in data 17 dicembre 2019 (213,5 milioni di euro) e il conferimento del ramo d'azienda alla controllata Terna Rete Italia con efficacia 1 gennaio 2019 (18,4 milioni di euro, costituito da terreni e fabbricati);
ammortamenti di competenza (-488,9 milioni di euro), altre variazioni (-27,1 milioni di euro) relativi in particolare ai contributi in conto impianti (prevalentemente per progetti finanziati dal MISE/UE) e ai disinvestimenti e svalutazioni (-6,3 milioni di euro).

Con riferimento ai principali progetti dell'esercizio nell'ambito del Regolato si segnala in particolare: avanzamento dell'attività di realizzazione dell'opera di interconnessione con l'estero "Italia-Francia" (61 milioni di euro), ampliamento rete in fibra ottica progetto "Fiber for the Grid" (34,8 milioni di euro), realizzazione dell'elettrodotto Brindisi Pignicelle - BR Eni Power (18,4 milioni di euro), dell'interconnessione Penisola Sorrentina (27,8 milioni di euro), delle stazioni di Belcastro (13,5 milioni di euro) e del Brennero (12,8 milioni di euro, entrata in esercizio a fine anno), rinforzi alla rete nell'area Foggia-Benevento (17,4 milioni di euro), riassetto delle città di Napoli (10,3 milioni di euro) e di Roma (9,7 milioni di euro).

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 della Società 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 2019, 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.

12. ATTIVITÀ IMMATERIALI - 253,6 MILIONI DI EURO

					(€/milioni)
	DIRITTI SULL'INFRASTRUTTURA	CONCESSIONI	ALTRE ATTIVITÀ	IMMOB. IN CORSO E ACCONTI	TOTALE
Costo	428,5	135,4	253,0	34,1	851,0
Fondo ammortamento	(330,3)	(73,7)	(209,5)	-	(613,5)
SALDO AL 31.12.2018	98,2	61,7	43,5	34,1	237,5
Investimenti	-	-	-	68,7	68,7
Passaggi in esercizio	27,6	-	31,5	(59,1)	-
Ammortamenti dell'esercizio	(22,5)	(5,6)	(24,3)	-	(52,4)
Altre variazioni	-	-	-	(0,2)	(0,2)
SALDO AL 31.12.2019	103,3	56,1	50,7	43,5	253,6
Costo	456,0	135,4	284,5	43,5	919,4
Fondo ammortamento	(352,7)	(79,3)	(233,8)	-	(665,8)
SALDO AL 31.12.2019	103,3	56,1	50,7	43,5	253,6
Δ	5,1	(5,6)	7,2	9,4	16,1

Le attività immateriali ammontano a 253,6 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 2019 pari a 103,3 milioni di euro per le infrastrutture entrate in esercizio e 25,6 milioni di euro per le infrastrutture in costruzione incluse nella categoria "Immobilizzazioni in corso e acconti" (al 31 dicembre 2018 pari rispettivamente a 98,2 milioni di euro e 25,3 milioni di euro);
la concessione delle attività di trasmissione e dispacciamento dell'energia elettrica nel territorio nazionale (pari a un valore netto contabile di 56,1 milioni di euro al 31 dicembre 2019), 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 (68,7 milioni di euro) sono realizzati essenzialmente attraverso sviluppo interno. Lo scostamento della voce rispetto all'esercizio precedente (+16,1 milioni di euro) è attribuibile essenzialmente all'effetto netto degli investimenti (68,7 milioni di euro, di cui 27,8 milioni di euro per i diritti sull'infrastruttura) e degli ammortamenti (52,4 milioni di euro).

Con riferimento agli investimenti dell'esercizio in attività immateriali (68,7 milioni di euro), si segnalano in particolare quelli relativi allo sviluppo e all'evoluzione di software applicativi per il Sistema di Telecontrollo del Dispacciamento (11,8 milioni di euro), per la Borsa Elettrica (3,9 milioni di euro), per il Sistema Metering (0,7 milione di euro) e per la difesa del Sistema Elettrico (3,5 milioni di euro), nonché per le applicazioni software e le licenze d'uso generiche (37,4 milioni di euro).

(€/milioni)

13. ATTIVITÀ PER IMPOSTE ANTICIPATE - 69,6 MILIONI DI EURO

	31.12.2018	ACCANTONAMENTI	UTILIZZI E ALTRI MOVIMENTI PATRIMONIALI	IMPATTI RILEVATI NEL CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO	31.12.2019
IMPOSTE ANTICIPATE
Fondo rischi e oneri	35,0	3,8	(8,8)	-	30,3
Fondo svalutazione crediti	3,5	-	-	-	3,5
Passività verso i dipendenti	5,9	0,7	(2,4)	0,4	4,2
Derivati CFH	14,4	-	-	33,0	47,2
Affrancamento avviamento	29,0	-	(5,5)	-	23,5
Altro	3,2	-	-	(0,3)	3,2
TOTALE IMPOSTE ANTICIPATE	91,0	4,5	(16,7)	33,1	111,9
IMPOSTE DIFFERITE
Immobili, impianti e macchinari	(69,7)	-	30,5	-	(39,2)
Benefici al personale e strumenti finanziari	(3,1)	-	-	-	(3,1)
TOTALE IMPOSTE DIFFERITE	(72,8)	-	30,5	-	(42,3)
ATTIVITÀ NETTE PER IMPOSTE ANTICIPATE	18,2	4,5	13,8	33,1	69,6

Il saldo della voce, pari a 69,6 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 (111,9 milioni di euro) evidenziano un incremento netto di 20,9 milioni rispetto all'esercizio precedente, riferibile alle seguenti movimentazioni:

accantonamenti per 33,0 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 5,0 milioni di euro relativi alla movimentazione dell'esercizio dei fondi rischi ed oneri principalmente con riferimento alla movimentazione dei fondi attinenti la qualità del servizio (-1,9 milioni di euro) e all'incentivazione del personale (-1,5 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 (42,3 milioni di euro) rilevano un decremento di 30,5 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	31.12.2019	31.12.2018	Δ
Partecipazioni in imprese controllate	al costo	1.004,7	975,5	29,2
Partecipazioni in imprese collegate	al costo	44,5	44,5	-
Depositi Garanzia	costo ammortizzato	225,8	61,1	164,7
Derivati FVH	FVTPL	45,0	-	45,0
Finanziamento verso controllate	costo ammortizzato	24,1	10,0	14,1
ATTIVITÀ FINANZIARIE NON CORRENTI		1.344,1	1.091,1	253,0
Finanziamento a breve verso Controllate	costo ammortizzato	-	89,5	(89,5)
Titoli di Stato	FVTOCI	513,3	402,6	110,7
Attività differite su contratti derivati FVH		4,2	-	4,2
Derivato CFH	FVTPL	-	1,3	(1,3)
Altre attività finanziarie correnti		1,7	0,6	1,1
ATTIVITÀ FINANZIARIE CORRENTI		519,2	494,0	25,2

La voce "Attività finanziarie non correnti" rileva le seguenti partite.

Il valore delle "Partecipazioni in imprese controllate" (1.004,7 milioni di euro) è relativo alle partecipazioni in imprese controllate detenute direttamente da Terna S.p.A. e registra un aumento di 29,2 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2018, per effetto dell'aumento di capitale delle controllate Difebal S.A. (+10,8 milioni di euro) e Terna Rete Italia S.p.A. (+18,3 milioni di euro, con il conferimento del ramo d'azienda con efficacia 1 gennaio 2019).

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 risulta invariato rispetto all'esercizio precedente.

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 2019, 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	300.000	100%	21.461.425
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.
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%	10.786.150
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%	30.000
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.
PI.SA. 2 S.r.l.	Roma	Euro	10.000	100%	70.000
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 Italia - Francia.

* 5% detenuto da Terna Rete Italia S.p.A. e 30% detenuto da Transenergia S.r.l., non appartenente al Gruppo Terna.

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:

ALTRE ATTIVITÀ

• i depositi a garanzia (225,8 milioni di euro) che accoglie il fondo di garanzia Interconnector (83,2 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 22,1 milioni di euro, e il Deposito Capacity Market (142,6 milioni di euro) che accoglie i depositi cauzionali ricevuti dagli operatori che partecipano al mercato della capacità ex Del.98/2011/R/eel39 e successive modifiche e integrazioni;

la rilevazione, pari a euro 45,0 milioni, dei derivati di Fair Value Hedge, a copertura di prestiti obbligazionari; tale valore è stato determinato attualizzando i flussi di cassa attesi con la curva dei tassi d'interesse di mercato alla data di riferimento;
il finanziamento concesso da Terna S.p.A. alla controllata in Uruguay pari a 24,1 milioni di euro incrementato di 14,1 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente (incluso nell'ambito dell'Indebitamento finanziario netto).

La voce "Attività finanziarie correnti" mostra un incremento rispetto all'esercizio precedente pari a 25,2 milioni di euro imputabile principalmente:

all'acquisizione di Titoli di Stato per un nozionale di 500 milioni di euro e al rimborso, nel mese di dicembre, di Titoli di Stato per un nozionale di 400 milioni di euro;
al rimborso dei finanziamenti concessi nel 2018 da Terna S.p.A. alle controllate brasiliane (-89,5 milioni di euro) e alla scadenza del derivato su cambi acceso a copertura degli effetti legati ai finanziamenti stessi (-1,3 milioni di euro).

			(€/milioni)
	31.12.2019	31.12.2018	Δ
Prestiti e anticipazioni ai dipendenti	3,2	3,6	(0,4)
Depositi presso terzi	0,9	0,7	0,2
ALTRE ATTIVITÀ NON CORRENTI	4,1	4,3	(0,2)
Crediti verso collegate	-	3,3	(3,3)
Altri crediti tributari	6,5	4,8	1,7
Crediti verso soggetti selezionati Interconnector	3,7	4,0	(0,3)
Anticipi a fornitori	1,4	1,2	0,2
Risconti e ratei attivi operativi	6,0	4,5	1,5
Crediti verso altri	8,7	2,7	6,0
ALTRE ATTIVITÀ CORRENTI	26,3	20,5	5,8

Le "Altre attività non correnti" (4,1 milioni di euro) rilevano un decremento rispetto all'esercizio precedente di 0,2 milioni di euro imputabile essenzialmente a prestiti e anticipazioni erogate ai dipendenti.

³⁹ La disciplina del sistema di remunerazione della disponibilità di capacità produttiva è stata approvata con DM del 28/06/2019. I depositi sono stati versati dagli operatori assegnatari in esito alle procedure concorsuali organizzate da Terna il 6 e 28 novembre 2019; essi sono a garanzia dell'intero mercato della capacità a valere dal 2022, la cui di finalità è di assicurare il raggiungimento ed il mantenimento dell'adeguatezza del sistema elettrico nazionale, tale da soddisfare strutturalmente i consumi attesi di energia elettrica più i margini di riserva di potenza necessari a rispettare prefissati livelli di sicurezza e qualità del servizio.

La voce "Altre attività correnti", pari a 26,3 milioni di euro, rileva un incremento di 5,8 di euro milioni rispetto al 31 dicembre 2018, riferibile essenzialmente a:

rilevazione degli "altri crediti tributari" (+1,7 milioni di euro) imputabili principalmente all'incremento della posizione creditoria per imposte pagate all'estero (+2,2 milioni di euro) nell'ambito delle attività in Sudamerica;
rilevazione dei "crediti verso altri" (+6,0 milioni di euro) sostanzialmente per maggiori crediti per rimborsi assicurativi (+1,9 milioni di euro) di competenza dell'esercizio ed incassati nei primi giorni del 2020 e per altre partite da regolare nell'esercizio successivo (+3,0 milioni di euro), oltre i crediti rilevati nell'ambito dell'attività di connectivity per 1,0 milioni di euro;
minori crediti verso la collegata CGES (-3,3 milioni di euro) per l'incasso del dividendo deliberato nell'esercizio 2018.

16. CREDITI COMMERCIALI - 1.160,3 MILIONI DI EURO

31.12.2019	31.12.2018	Δ
788,8	743,7	45,1
314,6	310,8	3,8
35,4	17,6	17,8
21,5	17,9	3,6
1.160,3	1.090,0	70,3

I crediti commerciali ammontano a 1.160,3 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 (25,2 milioni di euro per partite energia e 11,7 milioni di euro per altre partite nel 2019, contro 26,1 milioni di euro per partite energia e 11,9 milioni di euro per altre partite nel 2018); il valore contabile esposto approssima sostanzialmente il fair value.

Crediti partite energia/regolate - 788,8 milioni di euro

La voce accoglie i crediti per le cosiddette "partite passanti" inerenti all'attività svolta dalla Società ex Delibera 111/06 (758,3 milioni di euro) e, altresì, i crediti verso gli utenti del dispacciamento per i corrispettivi a margine (18,2 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 (12,3 milioni di euro).

Il saldo registra complessivamente un incremento di 45,1 milioni di euro rispetto al dato a fine esercizio 2018 imputabile essenzialmente ai Crediti per partite energia passanti (42,4 milioni di euro). In particolare, tale incremento deriva dal corrispettivo Uplift (71,2 milioni di euro) che riflette i maggiori oneri registrati principalmente nel corso del mese di dicembre per servizi e transazioni in ambito MSD e sbilanciamenti (i cui crediti si riducono rispettivamente di 22 e 35,6 milioni di euro). La variazione risente anche delle partite creditorie verso CSEA per la regolazione dei corrispettivi per i punti di Dispacciamento connessi in Bassa Tensione ex art. 25 del TIS (27 milioni di euro).

Crediti per corrispettivo CTR - 314,6 milioni di euro

Altri crediti commerciali - 35,4 milioni di euro

Gli altri crediti commerciali, pari a 35,4 milioni di euro rilevano un incremento di 17,8 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente, in particolare per maggiori attività consuntivate nell'ultimo trimestre dell'esercizio di crediti della Società nell'ambito del business Non Regolato.

Crediti verso controllate - 21,5 milioni di euro

La voce, pari a 21,5 milioni di euro, è relativa sostanzialmente al credito nei confronti della controllata Terna Rete Italia S.p.A. (17,9 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 (2,6 milioni di euro). La voce rileva un incremento rispetto all'esercizio precedente (+3,6 milioni di euro) per effetto sostanzialmente dei maggiori crediti verso la controllata Terna Rete Italia S.p.A., per 3,9 milioni di euro, che riflettono in particolare l'incremento dei crediti relativi ai servizi amministrativi (+4,2 milioni di euro, derivante dall'adeguamento del corrispettivo al perimetro di attività consuntivato a fine 2019).

17. DISPONIBILITÀ LIQUIDE E MEZZI EQUIVALENTI - 719,2 MILIONI DI EURO

Le disponibilità liquide al 31 dicembre 2019 ammontano a 719,2 milioni di euro, di cui 647,4 milioni di euro di liquidità investita in depositi a breve termine e prontamente liquidabili e 71,8 milioni di euro di liquidità netta positiva sui conti correnti bancari (di cui -174,1 milioni di euro quale posizione netta del c/c di tesoreria intersocietario).

18. CREDITI PER IMPOSTE SUL REDDITO - 3,5 MILIONI DI EURO

I crediti per imposte sul reddito, pari a 3,5 milioni di euro, si decrementano di 12,5 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente, per effetto della cessione del credito IRES e IRAP anni precedenti (-9,6 milioni di euro) e dell'utilizzo dei crediti IRES e IRAP impiegati per la liquidazione degli acconti 2019 (-2,9 milioni di euro).

Passivo

19. PATRIMONIO NETTO - 3.981,1 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 - 599,6 milioni di euro

Le altre riserve rilevano un decremento di 104,5 milioni di euro, sostanzialmente 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 (-104,4 milioni di euro, al netto del relativo effetto fiscale pari a 33,0 milioni di euro).

Utili e perdite accumulate - 2.306,6 milioni di euro

L'incremento dell'esercizio della voce "Utili e perdite accumulate", pari a 193,5 milioni di euro, si riferisce alla destinazione del valore residuo dell'utile netto conseguito nell'esercizio 2018, rispetto alla distribuzione del dividendo dello stesso esercizio (pari complessivamente a 468,7 milioni di euro).

Acconto sul dividendo 2019

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 13 novembre 2019, la distribuzione di un acconto sul dividendo pari a 169,2 milioni di euro ed equivalente a 0,0842 euro per azione, che è stato posto in pagamento a decorrere dal 20 novembre 2019, previo stacco della cedola n. 31 in data 18 novembre 2019.

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)
	31.12.2019	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, di cash flow hedge e di costo della copertura al netto dell'effetto fiscale	(149,9)	-	-
- di utili	333,4	A, B, C	333,4
Utili portati a nuovo	2.306,6	A, B, C	2.306,6
Acconto dividendi	(169,2)	A, B, C	-
TOTALE	3.267,6

Legenda:

A - per aumento di capitale

B - per copertura perdite

C - per distribuzione ai soci

La quota distribuibile fa riferimento per 570,3 milioni di euro a riserve di utili che non hanno scontato l'imposta.

		(€/milioni)
31.12.2019	31.12.2018	Δ
7.757,3	6.563,2	1.194,1
1.548,1	1.608,7	(60,6)
9.305,4	8.171,9	1.133,5
159,0	59,1	99,9
159,0	59,1	99,9
-	616,7	(616,7)
117,4	613,1	(495,7)
117,4	1.229,8	(1.112,4)
87,3	90,1	(2,8)
9.669,1	9.550,9	118,2

20. FINANZIAMENTI E PASSIVITÀ FINANZIARIE

I finanziamenti e le passività finanziarie dell'esercizio sono aumentati di 118,2 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente, attestandosi a 9.669,1 milioni di euro.

L'incremento dei prestiti obbligazionari (+577,4 milioni di euro) è attribuibile alle tre emissioni obbligazionarie in euro a tasso fisso lanciate nel corso del 2019 per un totale di 1.250 milioni e commentate nel paragrafo "Risorse finanziarie" e al rimborso, nel mese di ottobre, dell'emissione obbligazionaria, lanciata il 3 luglio 2009, per 600 milioni. La variazione risente, inoltre, anche dell'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 31.12.2019 e al 31.12.2018:

		(€/milioni)
ISIN	PREZZO AL 31.12.2019	PREZZO AL 31.12.2018
XS0436320278	n.a.**	103,62
XS0605214336	105,93	109,79
XS1178105851	101,90	100,64
XS0328430003	128,94*	127,61*
XS1858912915	103,11	100,17
XS0203712939	122,79	120,51
XS2033351995	98,86	n.a.**
XS1371569978	107,08	103,52
XS1980270810	103,18	n.a.**
XS1652866002	105,83	94,53
XS1503131713	102,87	89,83

* Fonte BNP Paribas e Bloomberg.

** Non applicabile

I finanziamenti bancari registrano un decremento di 556,3 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente, dovuto principalmente a:

rimborso, avvenuto il 2 febbraio 2019, del finanziamento erogato da CDP da 500 milioni di euro, a valere su fondi BEI;
quote in ammortamento dei finanziamenti BEI in essere (-111,3 milioni di euro);
nuovi finanziamenti BEI tirati nel mese di giugno per un totale di 46,4 milioni di euro;
debito per leasing rilevato a seguito della prima applicazione dell'IFRS16 (11,3 milioni di euro).

Finanziamenti a lungo termine

Nella tabella che segue viene rappresentata la movimentazione dell'indebitamento a lungo termine intervenuta nel corso dell'anno, con indicazione del debito nozionale:

	31.12.2018			EFFETTI	RIMB. E	TIRAGGI	ALTRO	Δ	31.12.2019
	DEBITO NOZIONALE	VALORE CONTABILE	VALORE DI MERCATO	IFRS 16 AL 01.01.2019	CAPITALIZZ.			VALORE CONTAB.	DEBITO NOZIONALE	VALORE CONTABILE	VALORE DI MERCATO
Prestito obbligazionario 2024	800,0	982,9	964,1	-	-	-	(30,8)	(30,8)	800,0	952,1	982,3
Prestito obbligazionario IL	579,0	679,2	638,1	-	-	-	(20,1)	(20,1)	579,0	659,1	746,5
Private Placement 2019	600,0	616,7	621,7	-	(600,0)	-	(16,7)	(616,7)	-	-	-
Private Placement 2026	80,0	78,9	82,8	-	-	-	0,2	0,2	80,0	79,1	85,7
Prestito obbligazionario 2021	1.250,0	1.345,9	1.372,4	-	-	-	(43,2)	(43,2)	1.250,0	1.302,7	1.324,1
Prestito obbligazionario 2022	1.000,0	997,6	1.006,4	-	-	-	0,7	0,7	1.000,0	998,3	1.019,0
Prestito obbligazionario 2025				-	-	500,0	(5,3)	494,7	500,0	494,7	494,3
Prestito obbligazionario 2026				-	-	500,0	(2,2)	497,8	500,0	497,8	515,9
Prestito obbligazionario 2028	750,0	740,9	673,7	-	-	-	24,0	24,0	750,0	764,9	771,5
Prestito obbligazionario 2027	1.000,0	993,2	945,3	-	-	-	20,4	20,4	1.000,0	1.013,6	1.058,3
Prestito obbligazionario 2023	750,0	744,6	751,3	-	-	250,0	0,4	250,4	1.000,0	995,0	1.031,1
Totale Prestiti obbligazionari	6.809,0	7.179,9	7.055,8	-	(600,0)	1.250,0	(72,6)	577,4	7.459,0	7.757,3	8.028,7
Finanziamenti	2.285,3	2.221,8	2.301,2	8,2	(615,1)	46,4	4,2	(556,3)	1.659,9	1.665,5	(879,9)
di cui leasing	-	-	-	8,2	(1,1)	-	4,2	11,3	-	11,3	-
Totale finanziamenti	2.285,3	2.221,8	2.301,2	8,2	(615,1)	46,4	4,2	(556,3)	1.659,9	1.665,5	(879,9)
TOT. INDEBITAMENTO FINANZIARIO	9.094,3	9.401,7	9.357,0	8,2	(1.215,1)	1.296,4	(68,4)	21,1	9.118,9	9.422,8	7.148,8

Al 31 dicembre 2019, Terna dispone di una capacità addizionale di debito di 2.650,0 milioni di euro rappresentata da due revolving credit facility sottoscritte nel corso di settembre 2018 ed aprile 2019, cui si aggiunge la capacità addizionale di circa 813 milioni di euro per linee bancarie uncommitted e di circa 490 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.

Di seguito l'analisi per scadenza dei prestiti obbligazionari (P.O.) e degli altri finanziamenti con le relative quote a breve termine.

	PERIODO DI SCADENZA	31.12.2018	31.12.2019*	QUOTA CON SCADENZA ENTRO 12 MESI	QUOTA CON SCADENZA OLTRE 12 MESI	2021	2022	2023	2024	2025	OLTRE	TASSO MEDIO DI INTERESSE 2019	TASSO MEDIO D'INTERESSE NETTO COPERTURE 2019
	2019	616,7	-	-		-	-	-	-	-	-	4,88%	1,18%
	2021	1.345,9	1.302,7	-		1.302,7 1.302,7	-	-	-	-	-	4,75%	1,21%
	2022	997,6	998,3	-	998,3	-	998,3	-	-	-	-	0,88%	0,95%
	2023	679,2	659,1	-	659,1	-	-	659,1	-	-	-	2,73%	(0,65%)
	2023	744,6	995,0	-	995,0	-	-	995,0	-	-	-	1,00%	1,15%
P.O.	2024	982,9	952,1	-	952,1	-	-	-	952,1	-	-	4,90%	0,87%
	2025	-	494,7	-	494,7	-	-	-	-	494,7	-	0,13%	0,31%
	2026	78,9	79,1	-	79,1	-	-	-	-	-	79,1	1,60%	1,80%
	2026	-	497,8	-	497,8	-	-	-	-	-	497,8	1,00%	1,22%
	2027	993,2	1.013,6	-	1.013,6	-	-	-	-		- 1.013,6	1,38%	1,02%
	2028	740,9	764,9	-	764,9	-	-	-	-	-	764,9	1,00%	0,62%
BEI	2039	368,6	368,6	-	368,6	4,6	20,5	20,5	20,5	20,5	282,0	1,45%	1,45%
Totale tasso fisso		7.548,5	8.125,9	-		8.125,9 1.307,3 1.018,8 1.674,6			972,6		515,2 2.637,4
BEI	2030	1.355,9	1.291,1	116,1	1.175,0	112,2	112,8	114,0	115,3	115,3	605,4	0,23%	1,76%
CDP	2019	500,0	-	-	-	-	-	-	-	-	-	0,63%	0,63%
Totale tasso variabile		1.855,9	1.291,1	116,1	1.175,0	112,2	112,8	114,0	115,3	115,3	605,4
TOTALE		9.404,4	9.417,0	116,1		9.300,9 1.419,5 1.131,6 1.788,6 1.087,9					630,5 3.242,8

* Il saldo non include le commissioni riscontate pari a 5,7 milioni di euro al 31 dicembre 2019 e 4,6 milioni di euro al 31 dicembre 2018.

(€/milioni)

				(€/milioni)
	31.12.2018	31.12.2019	QUOTA CON SCADENZA ENTRO 12 MESI	QUOTA CON SCADENZA OLTRE 12 MESI
Leasing finanziari	1,9	0,2	0,2	-
Leasing operativi	-	11,3	1,1	10,2
TOTALE	1,9	11,5	1,3	10,2

Si precisa che al 31 dicembre 2019 i pagamenti effettuati relativi ai leasing operativi rilevati in applicazione del nuovo principio IFRS16 corrispondono a 1,1 milioni di euro.

Il valore complessivo dei finanziamenti di Terna al 31 dicembre 2019 è pari a 9.417,0 milioni di euro (116,1 milioni di euro con scadenza entro 12 mesi e 9.300,9 milioni di euro con scadenza oltre i 12 mesi), di cui 3.242,8 milioni di euro con scadenza successiva al quinto esercizio.

Passività finanziarie non correnti - 159,0 milioni di euro

			(€/milioni)
	31.12.2019	31.12.2018	Δ
Derivati CFH	159,0	59,1	99,9
TOTALE	159,0	59,1	99,9

La voce "Passività finanziarie non correnti", pari a 159,0 milioni di euro al 31 dicembre 2019, 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 99,9 milioni di euro, rispetto al 31 dicembre 2018, è attribuibile alla variazione della curva dei tassi di interesse di mercato e alla variazione del nozionale del portafoglio derivati.

Passività finanziarie correnti - 87,3 milioni di euro

				(€/milioni)
	31.12.2019		31.12.2018	Δ
PASSIVITÀ DIFFERITE SU:
Contratti derivati		2,6	2,3	0,3
Prestito obbligazionario	83,6		85,9	(2,3)
Finanziamenti		1,1	1,9	(0,8)
TOTALE	87,3		90,1	(2,8)

Posizione finanziaria netta

(€/milioni)

	31.12.2019
A. Cassa	71,8
B. Depositi a termine	647,4
C. Liquidità (A) + (B)	719,2
D. Parte corrente dell'indebitamento non corrente	117,4
E. Altre passività finanziarie nette	81,4
F. Attività finanziarie correnti	513,3
G. Indebitamento finanziario corrente (D+E+F)	(314,5)
H. Indebitamento finanziario corrente netto (G) - (C)	(1.033,7)
I. Finanziamenti non correnti	1.548,1
J. Obbligazioni emesse	7.757,3
K. Strumenti finanziari derivati in portafoglio	114,0
L. Finanziamento a lungo verso controllate	24,1
M. Indebitamento finanziario netto non corrente (I) + (J) + (K) - (L)	9.395,3
N. Indebitamento finanziario netto (H) + (M)	8.361,6

Con riferimento alle clausole contrattuali dei finanziamenti in essere al 31 dicembre 2019, si rimanda alla Nota illustrativa del Bilancio Consolidato.

21. BENEFICI PER I DIPENDENTI - 11,7 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).

La composizione e la movimentazione del TFR e degli altri fondi del personale al 31 dicembre 2019 è la seguente.

						(€/milioni)
	31.12.2018	ACCANTONAMENTO	INTEREST COST	UTILIZZI E ALTRI MOVIMENTI	UTILI/ (PERDITE) ATTUARIALI	31.12.2019
Benefici dovuti durante il rapporto di lavoro
Premio fedeltà	0,7	0,1	-	(0,2)	-	0,6
Totale	0,7	0,1	-	(0,2)	-	0,6
Benefici dovuti al momento della cessazione del rapporto di lavoro Trattamento di Fine
Rapporto	4,2	-	0,1	(0,8)	0,1	3,6
Sconto energia	0,3	-	-	(0,1)	-	0,2
IMA	0,6	-	-	(0,2)	-	0,4
Totale	5,1	-	0,1	(1,1)	0,1	4,2
Benefici successivi al rapporto di lavoro
ASEM	6,0	0,2	0,1	(0,4)	1,0	6,9
Totale	6,0	0,2	0,1	(0,4)	1,0	6,9
TOTALE	11,8	0,3	0,2	(1,7)	1,1	11,7

La voce al 31 dicembre 2019 rileva un saldo 11,7 milioni di euro sostanzialmente in linea rispetto al 31 dicembre 2018 (11,8 milioni di euro).

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	0,1	-	-	-	-	0,2	0,3
- (ricavo) per curtailment e altri costi	(0,1)		(0,1)				(0,2)
- interessi attivi e passivi	-	0,1	-	-	-	0,1	0,2
TOTALE RILEVATO A CONTO ECONOMICO	-	0,1	(0,1)	-	-	0,3	0,3

			(€/milioni)
	TRATTAMENTO DI FINE RAPPORTO	ASEM	TOTALE
Utili/(perdite) attuariali
- basate sull'esperienza passata	(0,1)	0,6	0,5
- dovute al cambiamento nelle ipotesi demografiche	-	-	-
- dovute al cambiamento nelle altre ipotesi economiche	-	(0,1)	(0,1)
- dovute al cambiamento nel tasso di attualizzazione	0,2	0,5	0,7
TOTALE IMPATTI CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO	0,1	1,0	1,1

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 2018, considerando il rendimento dell'indice Iboxx Eurozone Corporates AA al 31 dicembre 2019 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	0,77%	0,77%	0,37%	0,37%	0,77%
Tasso di inflazione	1,20%	1,20%	0,00%	0,00%	2,70%
Duration (in anni)	12,76	10,13	7,18	8,13	15,71

	PREMIO FEDELTÀ	TRATTAMENTO DI FINE RAPPORTO	IMA	INDENNITÀ SOSTITUTIVE E ALTRE SIMILI	SCONTO ENERGIA	ASEM	TOTALE
Tasso di attualizzazione +0,25%	0,6	3,5	0,4	-	0,2	6,6	11,3
Tasso di attualizzazione -0,25%	0,6	3,6	0,5	-	0,2	7,2	12,1
Tasso di inflazione +0,25%	0,6	3,6	n/a	n/a	n/a	n/a	4,2
Tasso di inflazione -0,25%	0,6	3,5	n/a	n/a	n/a	n/a	4,1
Tasso annuo di incremento sanitario +3%	n/a	n/a	n/a	n/a	n/a	11,4	11,4
Tasso annuo di incremento sanitario -3%	n/a	n/a	n/a	n/a	n/a	4,7	4,7

(€/milioni)

	PREMIO FEDELTÀ	TRATTAMENTO DI FINE RAPPORTO	IMA	SCONTO ENERGIA	ASEM	TOTALE
Entro il 2020	-	0,1	0,1	0,4	0,2	0,8
Entro il 2021	0,1	0,2	0,1	0,2	0,2	0,8
Entro il 2022	-	0,2	0,1	0,3	0,2	0,8
Entro il 2023	-	0,1	-	0,3	0,3	0,7
Entro il 2024	-	0,1	-	0,3	0,3	0,7
Oltre 5 anni	0,5	2,9	0,1	(1,3)	5,7	7,9
TOTALE	0,6	3,6	0,4	0,2	6,9	11,7

22. FONDI RISCHI E ONERI - 179,0 MILIONI DI EURO

				(€/milioni)
	FONDO VERTENZE E CONTENZIOSO	FONDI PER RISCHI ED ONERI DIVERSI	ONERI PER INCENTIVO ALL'ESODO	TOTALE
Valore al 31.12.2018	18,3	142,1	53,4	213,8
Accantonamenti	2,9	27,5	-	30,4
Utilizzi e altri movimenti	(2,3)	(52,8)	(10,1)	(65,2)
Valore al 31.12.2019	18,9	116,8	43,3	179,0

Fondo vertenze e contenzioso - 18,9 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 2019 pari a 18,9 milioni di euro, rileva un incremento di 0,6 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente per effetto degli accantonamenti netti rilevati nell'esercizio.

Fondo rischi e oneri diversi - 116,8 milioni di euro

Il saldo finale del fondo, rileva un saldo al 31 dicembre 2019 pari a 116,8 milioni di euro in decremento rispetto all'esercizio precedente (-25,3 milioni di euro), per effetto in particolare di:

utilizzi netti riferiti ai piani di incentivazione del personale, per 3,2 milioni di euro;
decremento di 17,7 milioni di euro per l'adeguamento dei fondi relativi a passività fiscali;
decremento netto per 9,0 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;
accantonamento netto per 6,8 milioni di euro rispetto ai maggiori accantonamenti effettuati nell'esercizio precedente al fondo per i progetti di riqualificazione urbanistica e ambientale.

Fondo oneri per incentivi all'esodo - 43,3 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 10,1 milioni di euro per le erogazioni previste da piano di ricambio generazionale in corso.

23. ALTRE PASSIVITÀ NON CORRENTI - 347,5 MILIONI DI EURO

La voce, pari a 347,5 milioni di euro al 31 dicembre 2019, accoglie il debito verso Terna Rete Italia S.p.A. originatosi con il trasferimento delle passività nette incluse nel ramo aziendale (33,0 milioni di euro), le partite a risconto afferenti i contributi in c/impianti (84,8 milioni di euro) e il Fondo Garanzia Interconnector (87,1 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). Inoltre accoglie il valore dei depositi cauzionali ricevuti dagli operatori che partecipano al mercato della capacità e dagli operatori del mercato elettrico a garanzia degli obblighi assunti sui contratti di dispacciamento e di interconnessione virtuale (142,6 milioni di euro).

L'incremento della voce, pari a 151,4 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente, deriva essenzialmente dall'incasso dei depositi cauzionali ricevuti da parte degli operatori (+142,6 milioni di euro), dalla movimentazione del Fondo Garanzia Interconnnector (+21,9 milioni di euro), compensato dalla liquidazione di parte delle partite debitorie incluse nel ramo aziendale (-7,0 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 -6,1 milioni di euro).

24. PASSIVITÀ CORRENTI

			(€/milioni)
	31.12.2019	31.12.2018	Δ
Quota correnti dei finanziamenti a lungo termine*	117,4	1.229,8	(1.112,4)
Debiti commerciali	2.031,0	2.113,4	(82,4)
Debiti per imposte sul reddito	17,4	8,1	9,3
Passività finanziarie correnti*	87,3	90,1	(2,8)
Altre passività correnti	311,6	196,9	114,7
TOTALE	2.564,7	3.638,3	(1.073,6)

* Per tali voci si rimanda a quanto commentato nell'ambito della nota 20. Finanziamenti e passività finanziarie.

DEBITI COMMERCIALI - 2.031,0 MILIONI DI EURO

			(€/milioni)
	31.12.2019	31.12.2018	Δ
Debiti verso fornitori:
- Debiti partite energia	1.381,6	1.540,2	(158,6)
- Debiti partite non energia	103,9	124,3	(20,4)
Debiti verso società controllate non energia	542,3	447,1	95,2
Debiti verso società collegate	2,4	1,0	1,4
Lavori in corso su ordinazione	0,8	0,8	-
TOTALE	2.031,0	2.113,4	(82,4)

Debiti verso fornitori

Debiti partite energia/regolate

Il decremento della voce per 158,6 milioni di euro rispetto al dato di fine esercizio 2018 è essenzialmente imputabile ai Debiti per partite energia passanti (-157,7 milioni di euro) la cui variazione è riconducibile principalmente:

ai minori debiti legati alla remunerazione della disponibilità della capacità produttiva di energia elettrica - capacity payment (-115,3 milioni di euro) a seguito dei pagamenti effettuati nell'anno deliberati dall'ARERA40;
ai minori debiti per la remunerazione delle unità essenziali per la sicurezza del sistema elettrico UESS (-94,9 milioni di euro) derivanti dalle partite afferenti la raccolta più che compensate dai pagamenti deliberati dall'ARERA nel corso del 201941;
in parte compensati da
incremento dei debiti legati alle partite derivanti dall'esecuzione dei contratti di dispacciamento per acquisti e vendita ai fini dell'immissione e prelievo dell'energia elettrica con particolare riferimento agli oneri nel Mercato dei Servizi di Dispacciamento - MSD (41,6 milioni di euro).

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 diminuzione rispetto all'esercizio precedente (-20,4 milioni di euro) è attribuibile in massima parte alle minori attività consuntivate nell'ultimo periodo dell'esercizio.

Debiti verso società controllate non energia

La voce, pari a 542,3 milioni di euro, rileva un incremento di 95,2 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente, imputabile principalmente ai maggiori debiti verso Terna Rete Italia S.p.A. (+92,7 milioni di euro) per effetto delle maggiori attività di investimento consuntivate dalla controllata nell'ultimo periodo dell'esercizio rispetto l'analogo periodo del 2018.

Debiti verso società collegate

La voce, pari a 2,4 milioni di euro, evidenzia un incremento di 1,4 milioni di euro rispetto allo stesso dato dello scorso esercizio, per i maggiori 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 239,7 milioni di euro e si riferiscono agli impegni d'acquisto legati al normale "ciclo operativo" previsto per il periodo 2020-2024.

Debiti per imposte sul reddito - 17,4 milioni di euro

La voce al 31 dicembre 2019 riporta un saldo pari a 17,4 milioni di euro, in incremento di 9,3 milioni di euro rispetto al saldo rilevato lo scorso esercizio (8,1 milioni di euro), per effetto delle maggiori imposte di competenza al netto degli acconti versati nell'esercizio (essenzialmente per il maggior utile ante imposte).

ALTRE PASSIVITÀ CORRENTI - 311,6 MILIONI DI EURO

			(€/milioni)
	31.12.2019	31.12.2018	Δ
Acconti	61,6	64,8	(3,2)
Altri debiti tributari	72,0	26,9	45,1
Debiti verso istituti di previdenza	7,1	7,4	(0,3)
Debiti verso il personale	15,4	11,5	3,9
Debiti verso società controllate	6,6	3,9	2,7
Altri debiti verso terzi	148,9	82,4	66,5
TOTALE	311,6	196,9	114,7

⁴⁰ L'ARERA ha disposto pagamenti per il Capacity Payment tramite le delibere n. 30, 206 e 233/2019.

⁴¹ L'ARERA ha disposto pagamenti in favore dei titolari di Unità Essenziali tramite le deliberazioni del 2019 n. 48-79-101-111-118- 150-194-205-235-342-434-459-460-475-476-505-506-523-524-525.

Acconti

Tale voce (61,6 milioni di euro) accoglie i contributi in conto impianti incassati dalla Società a fronte di immobilizzazioni ancora in corso al 31 dicembre 2019.

Rispetto al dato 2018 (64,8 milioni di euro), si registra una riduzione di 3,2 milioni di euro essenzialmente riconducibile all'effetto netto dei contributi portati direttamente a riduzione del valore contabile dei cespiti per 27,3 milioni di euro, e dei nuovi acconti ricevuti da terzi (24,1 milioni di euro, prevalentemente dal MISE).

Altri debiti tributari

Gli altri debiti tributari, pari a 72,0 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 2018 (26,9 milioni di euro) rileva un incremento di 45,1 milioni di euro derivante sostanzialmente dall'aumento della posizione debitoria della Società verso l'erario per IVA (+42,7 milioni di euro) e da maggiori debiti per IMU per 2,1 milioni di euro.

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 7,1 milioni di euro, sostanzialmente in linea rispetto al saldo rilevato nell'esercizio.

Debiti verso il personale

I debiti verso il personale rilevano un saldo pari a 15,4 milioni di euro e si riferiscono principalmente:

agli importi relativi all'incentivazione del personale e all'esodo da liquidarsi nell'esercizio successivo (11,8 milioni di euro);
ai debiti verso i dipendenti per il controvalore di ferie e festività abolite maturate e non godute da liquidare (2,2 milioni di euro).

L'incremento rispetto all'esercizio precedente (3,9 milioni di euro) imputabile principalmente all'effetto netto dei maggiori debiti per le competenze da erogare in seguito all'adesione dei dipendenti al piano di ricambio generazionale avviato dalla Società (4,8 milioni di euro) e della riduzione dei debiti relativi all'incentivazione del personale per 0,6 milioni di euro.

Altri debiti verso società controllate

I debiti verso società controllate, pari a 6,6 milioni di euro, sono relativi a debiti verso la società Terna Interconnector S.r.l. principalmente afferenti al debito IVA della Società (5,3 milioni di euro) nell'ambito dell'IVA di Gruppo.

La voce rileva un incremento di 2,7 milioni di euro rispetto al dato dello scorso esercizio principalmente relativo alla rilevazione del debito IVA sopradetto.

Altri debiti verso terzi

Gli altri debiti verso terzi, pari a 148,9 milioni di euro, si riferiscono essenzialmente ai depositi cauzionali (106,9 milioni di euro) ricevuti dagli operatori del mercato elettrico a garanzia degli obblighi contrattuali a fronte dei contratti di dispacciamento e di interconnessione virtuale, ai risconti passivi (7,4 milioni di euro, principalmente legati al business Non Regolato) ed altresì alla rilevazione di un rimborso dell'Agenzia delle Entrate (26,7 milioni di euro) legato all'operazione di acquisizione di Rete S.r.l (dicembre 2015).

La variazione della voce di +66,5 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente è imputabile essenzialmente a maggiori depositi cauzionali incassati nel corso dell'esercizio per 39,9 milioni di euro, oltre la rilevazione del rimborso dell'Agenzia delle Entrate sopracitato per 26,7 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 2019.

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)
	31.12.2019			31.12.2018
	COSTO AMMORTIZZATO	FAIR VALUE	TOTALE	COSTO AMMORTIZZATO	FAIR VALUE	TOTALE
Attività
Strumenti finanziari derivati	-	45,0	45,0	-	1,3	1,3
Disponibilità liquide e Titoli di Stato	719,2	513,3	1.232,5	945,1	402,6	1.347,7
Crediti commerciali	1.160,3	-	1.160,3	1.090,0	-	1.090,0
TOTALE	1.879,5	558,3	2.437,8	2.035,1	403,9	2.439,0

						(€/milioni)
		31.12.2019			31.12.2018
	COSTO AMMORTIZZATO	FAIR VALUE	TOTALE	COSTO AMMORTIZZATO	FAIR VALUE	TOTALE
Passività
Indebitamento finanziario	9.422,8	-	9.422,8	9.401,7	-	9.401,7
Strumenti finanziari derivati	-	159,0	159,0	-	59,1	59,1
Debiti commerciali	2.031,0	-	2.031,0	2.113,4	-	2.113,4
TOTALE	11.453,8	159,0	11.612,8	11.515,1	59,1	11.574,2

Rischio di mercato

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

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 2019 i derivati su tasso di interesse sono derivati di fair value hedge e 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)
	31.12.2019		31.12.2018		Δ
	NOZIONALE	FAIR VALUE	NOZIONALE	FAIR VALUE	NOZIONALE	FAIR VALUE
Derivati FVH	1.600,0	45,0	-	-	1.600,0	45,0
Derivati CFH	3.773,5	(159,0)	3.225,7	(59,1)	547,8	(99,9)

Il nozionale dei derivati CFH in essere al 31 dicembre 2019, pari a 3.773,5 milioni di euro, risulta così suddiviso:

1.223,5 milioni di euro (fair value pari a -12,8 milioni di euro) con scadenza 2021;
1.250,0 milioni di euro (fair value pari a -71,0 milioni di euro) con scadenza 2027;
1.300,0 milioni di euro (fair value pari a -75,2 milioni di euro) con scadenza 2028.

Il nozionale dei derivati FVH in essere al 31 dicembre 2019, pari a 1.600,0 milioni di euro, risulta così suddiviso:

850,0 milioni di euro (fair value pari a +20,3 milioni di euro) con scadenza 2027;
750,0 milioni di euro (fair value pari a +24,7 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, Terna ha in essere da un lato fixed-to-floating interest rate swap (FVH) per coprire il rischio di fair value associabile ai Prestiti Obbligazionari a tasso fisso, dall'altro 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 FVH, le variazioni di fair value dell'elemento coperto, attribuibili al rischio oggetto di copertura, devono essere contabilizzate nel Conto Economico dove si compensano con le variazioni di fair value del derivato;

• per 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.

						(€/milioni)
	UTILE O PERDITA			OCI
	TASSI CORRENTI +10%	VALORI CORRENTI	TASSI CORRENTI - 10%	TASSI CORRENTI +10%	VALORI CORRENTI	TASSI CORRENTI -10%
31.12.2019
Posizioni sensibili a variazioni dei tassi d'interesse
(FVH, Prestiti Obbligazionari, CFH)	2,4	5,4	8,4	(97,5)	(99,9)	(102,3)
Variazione ipotetica	(3,0)	-	3,0	2,4	-	(2,4)
31.12.2018
Posizioni sensibili a variazioni dei tassi d'interesse
(FVH, Prestiti Obbligazionari, CFH)	-	-	-	(48,8)	(59,1)	(69,4)
Variazione ipotetica	-	-	-	10,3	-	(10,3)

Rischio di inflazione

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 2019, 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.

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 2019, Terna ha a disposizione linee di credito di breve termine per circa 813 milioni di euro e linee di credito revolving per 2.650 milioni di euro.

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)
	31.12.2019	31.12.2018	Δ
Derivati FVH	45,0	-	45,0
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	719,2	945,1	(225,9)
Crediti commerciali	1.160,3	1.090,0	70,3
TOTALE	1.924,5	2.035,1	(110,6)

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)
	31.12.2019	31.12.2018
Nazionali	1.119,7	1.059,3
Paesi dell'area euro	20,1	14,0
Altri paesi	20,5	16,7
TOTALE	1.160,3	1.090,0

TIPOLOGIA DI CLIENTELA

		(€/milioni)
	31.12.2019	31.12.2018
Distributori	313,5	309,8
CSEA	88,9	114,0
Titolari di contratto di dispacciamento in immissione	169,9	200,8
Titolari di contratto di dispacciamento in prelievo	517,8	408,9
Titolari di contratto d'importazione virtuale e servizio di importazione virtuale (interconnector e shipper)	12,8	13,7
Crediti diversi	57,4	42,8
TOTALE	1.160,3	1.090,0

(€/milioni) 31.12.2019 31.12.2018 SVALUTAZIONE LORDO SVALUTAZIONE LORDO Non ancora scaduti (0,5) 1.031,5 (0,4) 949,7 Scaduti da 0-30 giorni - 7,3 (0,1) 0,8 Scaduti da 31-120 giorni (0,1) 5,9 (0,4) 4,6 Oltre 120 giorni (36,3) 152,5 (37,1) 172,9 TOTALE (36,9) 1.197,2 (38,0) 1.128,0

Nella tabella sottostante si suddividono i crediti verso la clientela per classi di scaduto, con le relative svalutazioni.

I movimenti del fondo svalutazione crediti commerciali nel corso dell'esercizio sono stati i seguenti.

		(€/milioni)

	31.12.2019	31.12.2018
Saldo al 1° gennaio	(38,2)	(38,7)
Rilascio del fondo	2,2	1,4
Perdita di valore dell'esercizio	(0,9)	(0,7)
Saldo	(36,9)	(38,0)

Di seguito si illustra il valore delle garanzie rilasciate dagli operatori abilitati al mercato elettrico.

	(€/milioni)
	31.12.2019	31.12.2018
Dispacciamento in immissione	236,1	233,7
dispacciamento in prelievo	1.109,4	1.099,6
CTR distributori	313,7	305,0
Importazione virtuale	104,3	84,0
Saldo	1.763,5	1.722,3

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 2019, si rimanda alla sezione "Finanziamenti e passività finanziarie" della Nota illustrativa del Bilancio Consolidato di Terna S.p.A..

Parent company guarantee emesse nell'interesse di società controllate

La Società ha emesso delle parent company guarantee in favore di terzi a garanzia di alcune obbligazioni contrattuali assunte dalle proprie controllate, con una esposizione massima della Società al 31 dicembre 2019 pari a 759,3 milioni di euro, che risultano suddivisi come segue: 135,7 milioni di euro per Terna Interconnector S.r.l ,226,2 milioni di euro per Terna Rete Italia S.p.A., 15 milioni di euro per Difebal S.A., 7,1 milioni di euro per Terna Crna Gora d.o.o , 26,8 milioni di euro per Rete S.r.l., 41 milioni di euro per Santa Lucia S.A., 12,3 milioni di euro per Terna Perù SAC, 0,7 milioni di euro per Terna Energy Solutions, 0,3 milioni di euro per Terna Plus S.r.l..

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.

Garanzie Bancarie

Contenziosi

Di seguito vengono illustrati i principali impegni e rischi non risultanti dallo Stato Patrimoniale riferiti alla Società al 31 dicembre 2019.

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.

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.

Rischio Covid-19

Per maggiori dettagli connessi agli impatti dell'emergenza Covid-19 sulle attività del Gruppo Terna si rimanda alla sezione "Fatti di rilievo successivi alla chiusura dell'esercizio".

F. Aggregazione di imprese

Nel corso dell'esercizio 2019 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 2019 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%
Pi.SA2 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 270.721.292
	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 18.273.846
	- da Terna Rete Italia S.p.A. a Terna S.p.A. (passivo) euro 4.952.581
	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:
	Management fee (attivo)	euro 256.197

Terna Energy Solutions S.r.l.	Contratto di servizi:
	Non regolato di Terna (passivo)	euro 9.297.896
	Management fee (attivo)	euro 761.698
	Locazione aree attrezzabili postazioni di lavoro dipendenti (attivo)	euro 575.046
Gruppo Tamini	Contratto di servizi:
	Servizi amministrativi (attivo)	euro 510.381
	Servizi tecnici	pari ai costi sostenuti + 5,82%
Terna Interconnector S.r.l.	Contratto di servizi amministrativi (attivo)	euro 501.502
	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 132.363
Difebal S.A.	Contratto di servizi:
	Servizi amministrativi	euro 46.409
	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 191.368
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 2019.

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 correlate42 e, a seguire, i rispettivi ricavi e costi consuntivati nell'esercizio, nonché i rispettivi crediti e debiti in essere al 31 dicembre 2019.

⁴² Sono escluse dalla tabella le nature delle partite afferenti la gestione centralizzata della tesoreria ed il consolidato fiscale già descritte in precedenza.

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
Resia Interconnector S.r.l.	Servizi amministrativi ed altri servizi
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
Avvenia The Energy Innovator S.r.l.	Servizi amministrativi ed altri servizi.
Difebal S.A.	Servizi amministrativi e legali
Rete Verde 17 S.r.l.
Rete Verde 18 S.r.l.
Rete Verde 19 S.r.l.
Rete Verde 20 S.r.l.	Servizi amministrativi
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
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
Open Fiber S.p.A.	Concessione diritti d'uso fibra ottica	Fornitura di servizi per affitto fibra ottica
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

RAPPORTI ECONOMICI (€/milioni)

	COMPONENTI POSITIVI DI REDDITO	COSTI D'ESERCIZIO
	CTR E ALTRE PARTITE ENERGIA A MARGINE	PARTITE NON ENERGIA	PARTITE NON ENERGIA
Controllate:
Terna Rete Italia S.p.A.	-	57,2	316,6
Santa Maria Transmissora de Energia S.A. (Brasile)	-	1,6	-
Santa Lucia Transmissora de Energia S.A. (Brasile)	-	6,7	-
Terna Perù S.A.C.		0,1	-
Terna Crna Gora d.o.o.	-	0,1	-
Terna Plus S.r.l.	-	0,6	0,0
Gruppo Tamini	-	0,6	-
Terna Energy Solutions S.r.l.	-	1,6	9,3
Rete S.r.l.	-	1,3	-
Terna Interconnector S.r.l.	-	0,6	-
Monita Interconnector S.r.l.	-	26,0	-
Avvenia The Energy Innovator S.r.l.	-	0,2	-
Difebal S.A.	-	1,1	-
Resia Interconnector S.r.l.	-	0,8
Totale controllate	-	98,5	325,9
Controllante di fatto:
Cassa Depositi e Prestiti S.p.A.	-	-	0,4
Totale controllante di fatto	-	-	0,4
Società collegate:
Cesi S.p.A.	-	0,2	0,6
CORESO S.A.	-	-	2,4
Totale società collegate	-	0,2	3,0
Altre società correlate:
Gruppo GSE	16,7	0,1	0,1
Gruppo Poste Italiane	0,0	0,0	-
Open Fiber S.p.A.	0,0	9,1	-
Gruppo Enel	1.588,5	0,5	0,1
Gruppo Eni	6,1	-	0,4
Gruppo Ferrovie	2,2	1,0	0,2
ANAS S.p.A.	-	-	0,1
Altre società correlate MEF	-	-	0,1
Totale altre società correlate	1.613,5	10,7	1,0
Fondi pensione:
Fondenel	-	-	0,4
Fopen	-	-	0,3
Totale fondi pensione	-	-	0,7
TOTALE	1.613,5	109,4	331,0

	IMMOBILI, IMPIANTI E MACCHINARI	CREDITI ED ALTRE ATTIVITÀ		DEBITI ED ALTRE PASSIVITÀ	POSIZIONE CONTO CORRENTE INTERSOCIETARIO	GARANZIE**
	COSTI CAPITALIZZATI	ALTRI	FINANZIARI	ALTRI	E DISPONIBILITÀ LIQUIDE
Controllate:
Terna Rete Italia S.p.A.*	67,5	17,9	-	562,3	(260,3)	-
Santa Maria Transmissora de
Energia S.A. (Brasile)	-	0,1	-	-	-	-
Santa Lucia Transmissora de Energia S.A. (Brasile)	-	0,2	-	-	-	-
Terna Perù S.A.C.	-	0,1	-	-	-	-
Terna Plus S.r.l.*	-	0,5	-	4,0	50,0	-
Gruppo Tamini*	21,3	0,4	-	1,3	-	-
Terna Energy Solutions S.r.l.*	-	0,4	-	9,1	36,1	-
Rete S.r.l.*	-	0,4	-	0,0	(1,2)	-
Terna Interconnector S.r.l.	1,4	0,2	-	6,8	-	-
Avvenia The Energy Innovator S.r.l.	-	0,1	-	-	-	-
Difebal S.A.	-	0,4	24,0	-	-	-
Rete Verde 17 S.r.l.	-	-	-	-	0,1	-
Rete Verde 18 S.r.l.	-	-	-	-	0,1	-
Rete Verde 19 S.r.l.	-	-	-	-	0,5	-
Rete Verde 20 S.r.l.	-	-	-	-	0,4	-
RESIA Interconnector S.r.l.	-	0,8	-	-	-	-
PI.SA. 2 S.r.l.	-	-	-	-	0,2	-
Totale controllate	90,2	21,5	24,0	583,5	(174,1)	-
Controllante di fatto:
Cassa Depositi e Prestiti S.p.A.	-	-	-	0,1	-	-
Totale controllante di fatto	-	-	-	0,1	-	-
Società collegate: Cesi S.p.A.	4,3	0,1	-	2,2	-	-
CORESO S.A.	-	0,0	-	0,2	-	-
CGES	-	0,0	-	0,0	-	-
Totale società collegate	4,3	0,1	-	2,4	-	-
Altre società correlate:
Gruppo GSE	0,3	2,7	-	0,0	-	-
Gruppo Poste Italiane		-	-	-	-	-
Open Fiber S.p.A.		6,8		2,1	-	-
Gruppo Enel	0,9	398,5	-	8,5	-	593,6
Gruppo Eni	-	1,2	-	1,1	-	41,3
Gruppo Ferrovie	-	3,0	-	12,8	-	24,2
ANAS S.p.A.	-	0,2	-	0,2	-	-
Altre società correlate MEF	0,2	-	-	0,1	0,1	-
Totale altre società correlate:	1,4	412,4	-	24,8	0,1	659,1
Fondi pensione:
Fopen	-	-	-	0,3	-	-
Totale fondi pensione	-	-	-	0,3	-	-
TOTALE	95,9	434,0	24,0	611,1	(174,0)	659,1

RAPPORTI PATRIMONIALI (€/milioni)

* 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

I. Note esplicative al Rendiconto finanziario

La liquidità generata dalla gestione corrente nell'esercizio è pari a 984 milioni di euro, attribuibili per circa 1.598 milioni di euro all'attività operativa (autofinanziamento) e per circa -614 milioni di euro alla liquidità assorbita dalla gestione del capitale circolante netto.

L'attività di investimento ha assorbito risorse finanziarie nette per circa 774,7 milioni di euro e si riferisce in particolare per 937,3 milioni di euro a investimenti in immobili, impianti e macchinari, per 68,7 milioni di euro a investimenti in attività immateriali, per 12,1 milioni di euro a oneri finanziari capitalizzati, nonché alla cessione dell'interconnector privato Italia-Montenegro per 213,5 milioni di euro.

La variazione del patrimonio netto presenta un decremento di 475,2 milioni di euro dovuti principalmente all'erogazione del saldo dividendo 2018 (310,5 milioni di euro) e dell'acconto sul dividendo 2019 (169,2 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 1.318,6 milioni di euro, per la gran parte coperto dalla liquidità generata dalla gestione corrente 984 milioni di euro e per la restante parte mediante utilizzo di disponibilità liquide.

L'indebitamento finanziario netto nel corso dell'esercizio è aumentato di 259,8 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)
	31.12.2018	FINANCING CASH FLOWS	DELTA FV E ALTRO	31.12.2019
- Finanziamenti a lungo termine (inclusa quota corrente)	9.401,7	81,3	(60,2)	9.422,8
- Finanziamenti attivi verso controllate*	(99,5)	68,2	7,2	(24,1)
- Titoli di Stato*	(402,6)	(109,5)	(1,2)	(513,3)
Variazione nette da Attività di Finanziamento	8.899,6	40,0	(54,2)	8.885,4

* Incluse nelle voci "Attività finanziarie non correnti" e "Attività finanziarie correnti" del Prospetto della Situazione patrimoniale - finanziaria.

L. Erogazioni pubbliche

In coerenza con le circolari di Assonime, una prima circolare n. 5 del 22/2/2019 "Trasparenza nel sistema delle erogazioni pubbliche: analisi della disciplina e orientamenti interpretativi" e una seconda circolare n.32 del 23 dicembre 2019 "Attività di impresa e concorrenza", i principali criteri e modalità di rendicontazione delle erogazioni pubbliche adottate da 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 da Terna nell'anno 2019:

EROGAZIONI RICEVUTE (COMMA 125-BIS)

	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*		7.342.517,68 Contributi incassati a fronte della rendicontazione di un primo Stato Avanzamento Lavori di 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

* 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.	Fondazione Costruiamo il Futuro		03194700138	Liberalità		20.000 Sostegno per il progetto "Premio Costruiamo il Futuro"
TERNA S.p.A.	IRCCS - Istituto Giannina Gaslini		00577500101	Liberalità		20.000 Sostegno alla ristrutturazione del Laboratorio di Processazione/ Congelamento in azoto liquido C Emopoietiche
TERNA S.p.A.	Consorzio Irriguo di Chiomonte	96028800017		Liberalità		20.000 Sostegno per la realizzazione di interventi per il sistema idrico di irrigazione nel Comune di Chiomonte
TERNA S.p.A.	Fondazione Palazzo Strozzi		04963330487	Liberalità		30.000 Liberalità per adesione al Comitato Partner di Palazzo Strozzi
TERNA S.p.A.	Fondazione Cortile dei Gentili		08542180966	Liberalità		24.200 Sostegno per l'Iniziativa "La Scala. Tra Cielo e Terra"
TOTALE					114.200

M. Proposta di destinazione dell'utile dell'esercizio

Il Consiglio di Amministrazione propone pertanto di destinare l'utile netto dell'esercizio 2019 di Terna S.p.A., pari a 713.513.547,45 euro come segue:

• quanto a euro 169.241.326,40 a copertura dell'acconto sul dividendo messo in pagamento a decorrere dal 20 novembre 2019;

quanto a euro 332.251.677,60 a saldo del dividendo da distribuire nella misura di euro 0,1653 per ognuna delle 2.009.992.000 azioni ordinarie alla data del presente Consiglio di Amministrazione da mettere in pagamento il 24 giugno 2020 con "data stacco" cedola n. 32 coincidente con il 22 giugno 2020 (record date ex art.83-terdecies del Decreto legislativo 24 febbraio 1998 n. 58 cd. "TUF": 23 giugno 2020);
quanto a euro 212.020.543,45 a Utili a Nuovo.

N. Fatti di rilievo successivi alla chiusura dell'esercizio

Terna incontra: Comuni di Monterenzio e Calenzano

Entrata in esercizio del nuovo elettrodotto Benevento III - Pontelandolfo

Bloomberg Gender Equality Index (GEI)

Stazione elettrica Santerno

Quarta edizione Next Energy

più efficiente, sicuro e sostenibile, tra i quali: robotica, internet of things, energy tech, materiali avanzati, mobilità elettrica, storage, integrazione ambiente/infrastrutture e digitalizzazione.

Apertura cantiere per la nuova Stazione di Celano

Gold Class di Robecosam

Protocollo d'intesa con le Associazioni dei Consumatori

Stazione Elettrica Benevento III: Terna avvia la piantumazione di oltre 2000 essenze arboree e arbustive

Stazione elettrica Nuraminis

Protocollo d'intesa con la Regione Veneto

In data 18 febbraio 2020 Terna ha sottoscritto un Protocollo d'Intesa con la Regione Veneto per l'avvio di una sperimentazione relativa all'utilizzo della rete elettrica regionale, ai fini del monitoraggio ambientale del territorio. L'Azienda, infatti, ha sviluppato e installato per la prima volta in Veneto un sistema integrato di raccolta, misura ed elaborazione real-time dei dati di funzionamento delle nostre linee presenti sul territorio regionale. L'utilizzo delle IoT Box, grazie alla capillare diffusione delle infrastrutture elettriche sul territorio, permetterà di aumentare in maniera significativa la capacità di osservazione dello stato della rete e di garantire efficienza nella gestione e maggiore tempestività di intervento in caso di necessità. Attualmente, abbiamo installato circa 500 i dispositivi di monitoraggio e raccolta dei dati nelle nostre infrastrutture della regione, che prevalentemente ricadono nei territori delle province di Belluno, Verona e Vicenza.

Avvio cantiere stazione elettrica di Collesalvetti

Closing acquisizione Brugg Cables

Covid-19

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 2019 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'ESERCIZIO43
Revisione contabile	PwC	335.244
Servizi di attestazione	PwC	168.995
TOTALE		504.239

43 Il corrispettivo comprende il contributo Consob.

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

-

	– revisione unbundling per ARERA	35.200
	- revisione reporting package	17.600
	- parere su acconto dividendi	35.200
– attestazione rapporto di sostenibilità/dichiarazione
	non finanziaria	54.192
	- comfort letter EMTN e altre emissioni	122 705

-
-
-

-

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 d'esercizio al 31 dicembre 2019

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 2019, 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 2019, 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 1.046 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 20 Finanziamenti e passività finanziarie e Sezione E – Impegni e rischi

L'ammontare dei finanziamenti passivi in essere è pari a Euro 9.423 milioni nel bilancio di esercizio al 31 dicembre 2019.

In accordo con le politiche di gestione dei rischi, la società 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.

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.

3 di 5

Aspetti chiave Procedure di revisione in risposta agli

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

Gli amministratori sono responsabili per la valutazione della capacità della Società di continuare a

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

Il collegio sindacale ha la responsabilità della vigilanza, nei termini previsti dalla legge, sul processo di

Responsabilità della società di revisione per la revisione contabile del bilancio di

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

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

decisioni economiche prese dagli utilizzatori sulla base del bilancio di esercizio.

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

ragionevolmente attendere che essi, singolarmente o nel loro insieme, siano in grado di influenzare le

operare come un'entità in funzionamento e, nella redazione del bilancio di esercizio, per

L'ammontare nozionale degli strumenti finanziari derivati in essere al 31 dicembre 2019

dovuti a frodi o a comportamenti o eventi non intenzionali.

predisposizione dell'informativa finanziaria della Società.

9 "Financial Instruments", la verifica degli strumenti finanziari derivati ha rappresentato un aspetto chiave della revisione del bilancio di

è pari a Euro 5.373 milioni.

esercizio.

scelte.

esercizio

aspetti chiave

dalle procedure aziendali.

e la completezza dell'informativa.

Le nostre verifiche hanno ricompreso l'analisi delle note al bilancio per verificare l'adeguatezza

2 di 5

Aspetti chiave Procedure di revisione in risposta agli

Capitalizzazione dei costi relativi agli investimenti per la gestione e lo sviluppo

Sezione D – Informazioni sul prospetto della Situazione patrimoniale-finanziaria – Nota 10

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

esercizio al 31 dicembre 2019.

Sezione D – Informazioni sul prospetto della Situazione patrimoniale-finanziaria – Nota 20 Finanziamenti e passività finanziarie e Sezione E

L'ammontare dei finanziamenti passivi in essere è pari a Euro 9.423 milioni nel bilancio di

Immobili, impianti e macchinari e Nota 12 Attività immateriali

della rete

rete di trasmissione.

operativi riconosciuti.

– Impegni e rischi

copertura.

aspetti chiave

operativa.

internazionali.

competenza.

completezza dell'informativa.

trattamento contabile.

Abbiamo valutato la conformità delle

capitalizzazioni dei costi con i principi contabili

documentazione a supporto dei costi capitalizzati

Le nostre verifiche hanno ricompreso l'analisi delle note al bilancio per verificare l'adeguatezza e la

Abbiamo inoltre svolto procedure di validità analizzando, su base campionaria, la

per verificare che questi fossero accurati, completi nonché afferenti all'esercizio di

Abbiamo effettuato la comprensione e la valutazione del sistema di controllo interno relativo al processo di misurazione degli strumenti finanziari derivati e al relativo

Aspetti chiave	Procedure di revisione in risposta agli aspetti chiave
L'ammontare nozionale degli strumenti finanziari derivati in essere al 31 dicembre 2019 è pari a Euro 5.373 milioni.	dalle procedure aziendali. 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 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 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.

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 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

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Relazione su altre disposizioni di legge e regolamentari

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

Giudizio ai sensi dell'articolo 14, comma 2, lettera e), del DLgs 39/2010 e dell'articolo

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 2019, 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 2019 e sulla conformità delle stesse alle norme di legge, nonché di rilasciare una dichiarazione su eventuali errori significativi.

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

di Terna SpA al 31 dicembre 2019 e sono redatte in conformità alle norme di legge.

acquisite nel corso dell'attività di revisione, non abbiamo nulla da riportare.

alla Società nell'esecuzione della revisione legale.

123-bis, comma 4, del DLgs 58/1998

Regolamento.

Roma, 16 aprile 2020

Luca Bonvino (Revisore legale)

PricewaterhouseCoopers SpA

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

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 2019 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 2019 e sono redatte in conformità alle norme di legge.

Roma, 16 aprile 2020

PricewaterhouseCoopers SpA

Luca Bonvino (Revisore legale)

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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

abbiamo acquisito una comprensione del controllo interno rilevante ai fini della revisione

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

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

Abbiamo fornito ai responsabili delle attività di governance anche una dichiarazione sul fatto che

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

Altre informazioni comunicate ai sensi dell'articolo 10 del Regolamento (UE) 537/2014

abbiamo rispettato le norme e i principi in materia di etica e di indipendenza applicabili

esprimere un giudizio sull'efficacia del controllo interno della Società;

che la Società cessi di operare come un'entità in funzionamento;

eventi sottostanti in modo da fornire una corretta rappresentazione.

contabile allo scopo di definire procedure di revisione appropriate nelle circostanze e non per

per tutta la durata della revisione contabile. Inoltre:

controllo interno;

identificate nel corso della revisione contabile.

revisione.

dicembre 2019.

Relazione Finanziaria Annuale Rapporto Integrato

Rapporto di Sostenibilità Dichiarazione Non Finanziaria

PERCORSO DI CREAZIONE DEL REPORTING 2019

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 sulla Politica di Remunerazione e sui Compensi corrisposti

Documento Informativo sul Piano di Performance Share 2020-2023 di Terna S.p.A.

* Assemblea del 27 aprile 2020, successivamente revocata e nuovamente convocata per il 18 maggio 2020.

Tutte le foto utilizzate sono di proprietà di Terna.

www terna it

Mercurio GP Milano

Consulenza strategica Concept creativo Graphic design Impaginazione Editing

www mercuriogp eu

Varigrafi ca Alto Lazio S.r.l. Nepi (VT) Stampa www varigra ca com

Relazione Finanziaria Annuale - Rapporto Integrato 2019

2019

RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE

RAPPORTO INTEGRATO

LA RESPONSABILITÀ DELL'ENERGIA

Terna S.p.A. e Gruppo Terna

AI assistant

Terna — Annual Report 2019

4300_10-k_2020-04-24_2ddd6723-d439-41a2-acb1-96f6ac857150.pdf

LA NOSTRA MISSIONE

Il Piano Strategico 2020-2024 prevede

Terna e l'emergenza virus Covid-19

La struttura del Gruppo

Azionariato

AZIONARIATO PER TIPOLOGIA

AZIONARIATO PER AREA GEOGRAFICA E TIPOLOGIA

Azionisti rilevanti1

CDP RETI S.p.A.2

LAZARD ASSET MANAGEMENT LLC

(a titolo di gestione discrezionale del risparmio): ____________________________5,122%

Socially Responsible Investors

La nostra storia

1962 1999

Dal Monopolio al modello dell'Independent System Operator

La Quotazione in Borsa di Terna

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

Terna diventa il primo TSO d'Europa

Cresce il valore per gli azionisti

Nuove infrastrutture e progressiva affermazione delle Attività Non Regolate

IL PRESENTE

Si consolida il primato europeo con nuovi investimenti

Investimenti per la transizione energetica

Il Piano Strategico "Grids and Values"

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

La nuova Terna Plus e Terna Energy Solutions

Acquisizione BRUGG CABLES

Governance

Indice

RAPPORTO INTEGRATO

RAPPORTO INTEGRATO

Sicurezza

Overview sul sistema elettrico

Un cambiamento necessario

TARGET FISSATI ALL'INTERNO DELLA PROPOSTA DEL PNIEC

L'evoluzione del fabbisogno

Al centro della transizione energetica | Il nuovo contesto di riferimento | La strategia e il business del Gruppo | Le performance | Allegati

EVOLUZIONE FABBISOGNO DI ENERGIA ELETTRICA (TWh)

L'evoluzione del sistema elettrico e l'apertura del mercato dei servizi a nuove risorse

Le dimensioni chiave del sistema elettrico

Guidare il cambiamento

Attività Regolate

ASCOLTO DEL TERRITORIO

Attività Non Regolate

Attività all'estero

Insieme per vincere

Un tavolo permanente sullo sviluppo della rete

L'Italia hub per la trasmissione e il dispacciamento nel Mediterraneo

Trasformare la sfida in un'occasione di sviluppo

Rafforzare le partnership istituzionali per contribuire a un sistema più efficiente e sicuro

La roadmap verso un modello di sviluppo sostenibile

Investimenti per il miglioramento del servizio elettrico in Sicilia

Lo sviluppo della mobilità sostenibile passa per la rete

Competenze a servizio degli obiettivi di decarbonizzazione

Highlights

Titolo Terna

Finanza

ABILITATORI DEL BUSINESS

Il modello di business

Adeguatezza

Contesto macroeconomico

PRODOTTO INTERNO LORDO E PRINCIPALI AGGREGATI ECONOMICI NAZIONALI

Il settore dell'energia

Lo scenario 2020-2024

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

LOW CARBON ECONOMY INDEX 2019

TOTAL PRIMARY ENERGY SUPPLY* - WORLD FORNITURA TOTALE DI ENERGIA PRIMARIA* A LIVELLO GLOBALE LIVELLI 2018 FORNITURA TOTALE DI ENERGIA PRIMARIA* A LIVELLO GLOBALE

PIANO NAZIONALE INTEGRATO ENERGIA CLIMA - PNIEC (DICEMBRE 2019) LE 5 DIMENSIONI

6 milioni DI VEICOLI ELETTRICI AL 2030

Fabbisogno e produzione di energia elettrica in Italia

ANDAMENTO FABBISOGNO DEGLI ULTIMI 10 ANNI

La domanda di energia elettrica in Italia

FABBISOGNO MENSILE DI ENERGIA ELETTRICA IN ITALIA (2019* vs. 2018) FABBISOGNO MENSILE DI ENERGIA ELETTRICA IN ITALIA (2018* VS. 2017)

Copertura del fabbisogno e produzione di energia

Relazioni europee e internazionali

Stakeholder CONTESTO EUROPEO

CONTESTO INTERNAZIONALE Stakeholder

Terna Annual Report 2019