Fascicolo di Bilancio - Gruppo Hera · strategia di sviluppo upstream, con l’obiettivo di...

Fascicolo di Bilancio Hera Trading Srl

Esercizio 2015

Fascicolo di bilancio al 31 dicembre 2015 - Hera Trading Srl

1


2

Organi Sociali

CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE

(durata della carica: fino all’Assemblea che approva il bilancio chiuso al 31.12.2015)

Presidente Luca Mandrioli

Amministratore Delegato Pietro Musolesi

Bruno Tani

Tomaso Tommasi di Vignano

Stefano Venier

Cristian Fabbri

Tiziana Primori

COLLEGIO SINDACALE


Presidente Antonio Venturini

Elis Dall’Olio

Sergio Santi

SOCIETA’ DI REVISIONE


Deloitte e & Touche S.P.A.

* * *

Hera Trading Srl

Via Del Teatro, 5 - 34121 Trieste (TS) - Italia

Capitale sociale: € 22.600.000 i.v.

C.F./P.I./ Reg. Impr. TS IT02060500390

Società soggetta alla direzione ed al coordinamento di Hera Spa


3


4

Sommario

RELAZIONE SULLA GESTIONE ..................................................................................................................... 6

1.01 Una prospettiva strategica di Gruppo ................................................................................................ 6

1.02 Sintesi economica, patrimoniale e finanziaria ................................................................................... 7

1.02.01 Gli indicatori economici e finanziari ................................................................................... 8

1.03 Analisi dei business ............................................................................................................................. 9

1.03.01 Scenario macroeconomico ................................................................................................. 9

1.03.02 Scenario di riferimento ..................................................................................................... 11

1.03.03 Obblighi previsti dal regolamento REMIT ......................................................................... 14

1.03.04 Area Gas ........................................................................................................................... 15

1.03.05 Area Energia Elettrica ....................................................................................................... 17

1.04 Gestione del rischio .......................................................................................................................... 22

1.05 Organizzazione e risorse umane ...................................................................................................... 23

1.06 Attività di ricerca e sviluppo ............................................................................................................. 23

1.07 Documento programmatico sulla sicurezza ..................................................................................... 25

1.08 Consolidato fiscale............................................................................................................................ 25

1.09 Rapporti con la società controllante e con altre parti correlate ...................................................... 25

1.10 Azioni proprie, quote o azioni di società controllanti ...................................................................... 28

1.11 Informativa richiesta dall’art. 2428 c.c., comma 3, n. 6bis, relativa all’uso di strumenti finanziari 28

1.12 Andamento dei primi mesi dell’esercizio 2016 ................................................................................ 31

1.13 Evoluzione prevedibile della gestione .............................................................................................. 31

1.14 Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del periodo ...................................................................... 32

1.15 Rapporti con la società di revisione ................................................................................................. 32

1.16 Organismo di vigilanza ..................................................................................................................... 32

1.17 Proposte del Consiglio di Amministrazione all’Assemblea dei Soci ................................................. 33

BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2015......................................................................................... 34

2.01 Conto Economico ............................................................................................................................. 34

2.02 Conto economico complessivo ......................................................................................................... 34

2.03 Situazione Patrimoniale-Finanziaria ................................................................................................. 35

2.04 Rendiconto Finanziario ..................................................................................................................... 36

2.05 Prospetto delle variazioni del patrimonio netto .............................................................................. 37

2.06 Schemi di bilancio parti correlate ..................................................................................................... 38

2.06.01 Conto economico – parti correlate .................................................................................. 38

2.06.02 Situazione patrimoniale-finanziaria – parti correlate ...................................................... 39

2.06.03 Rendiconto finanziario – parti correlate .......................................................................... 41

2.07 Note esplicative ................................................................................................................................ 42

2.08 Compensi spettanti a Consiglieri, Sindaci e società di revisione ...................................................... 79

2.09 Dati di sintesi inerenti la società che esercita l’attività di direzione e coordinamento (ai sensi degli

artt. da n. 2497 c.c. a n. 2497 septies c.c.) ............................................................................................... 79

2.10 Relazioni della società di Revisione e del Collegio Sindacale ........................................................... 82

2.10.01 Relazione della Società di Revisione ................................................................................. 82

2.10.02 Relazione del Collegio Sindacale ...................................................................................... 84


5


6

RELAZIONE SULLA GESTIONE

1.01 Una prospettiva strategica di Gruppo

L’attività sul mercato all’ingrosso di gas ed energia elettrica, avviata da Hera Trading fin dalle prime fasi

della liberalizzazione dei mercati, oltre a perseguire le marginalità tipiche del midstream, ha costituito

e costituisce tuttora supporto essenziale della più ampia strategia commerciale del Gruppo Hera (di

seguito il “Gruppo”) nel settore energetico.

Con questo approccio Hera Trading si è progressivamente sviluppata fino a diventare un operatore

riconosciuto a livello europeo.

Nel settore gas è titolare di capacità di trasporto di breve e di lungo periodo sui metanodotti TAG e

TRANSITGAS per l’import di gas dall’HUB di Baumgarten e dagli HUB nordeuropei, non ha in

portafoglio contratti TOP oil index di lungo periodo ed è operativa oltre che al PSV italiano, sui

principali HUB europei: Baumgarten, NCG e TTF.

E’ risultata inoltre aggiudicataria di una fornitura di gas Azero, da parte del consorzio Shah Deniz,

attraverso il previsto metanodotto TAP. Si tratta di un contratto TOP di nuova generazione e di durata

pluriennale.

Per quanto attiene l’energia, è responsabile della gestione commerciale degli asset termoelettrici

detenuti o partecipati dal Gruppo ed è operativa, oltre che sul mercato italiano, su quelli francese,

tedesco, svizzero, austriaco e sloveno.

Ha in essere contratti EFET con le maggiori controparti attive sui mercati europei del gas e dell’energia

elettrica, oltre che con i maggiori operatori italiani.

Attraverso Hera Trading, fin dalla liberalizzazione dei mercati dell’energia, il Gruppo ha quindi fruito di

un’ampia e profittevole diversificazione di fornitori in grado di garantire una copertura “flessibile”

delle vendite e di limitare il rischio commodity. Le posizioni strutturalmente corte, con cui la Società ha

scelto di operare negli ultimi anni, hanno poi consentito al Gruppo di beneficiare dei vantaggi derivanti

dalle condizioni di forte sovra-capacità instauratasi in Italia ed in Europa per l’impatto delle fonti

rinnovabili e della crisi economica, sia nel settore gas che in quello elettrico.

Le strategie di sviluppo del Gruppo, fin dalle origini, hanno mirato a consolidare la posizione

dominante nel downstream del gas sul territorio di riferimento, sia con il miglioramento dei servizi di

assistenza post-vendita, che attraverso l’ampliamento dell’offerta alla clientela con i servizi elettrici

(cross selling con l’offerta dual-fuel), in linea con i trend consolidati a livello europeo. Questa azione di

difesa della base clienti esistente e di sviluppo nelle aree territoriali circostanti ha fatto registrare un

costante aumento dei risultati; ha confermato le posizioni dominanti a livello locale e acquisito un

ruolo di evidenza a livello nazionale.

Lo sviluppo nel downstream dell’energia elettrica ha registrato ritmi sostenuti di crescita della quota di

mercato anche fuori dai territori tradizionalmente serviti con il gas.


7

La veloce espansione delle vendite di energia è stata inizialmente sostenuta da una concomitante

strategia di sviluppo upstream, con l’obiettivo di garantire una quota di copertura da fonti proprie,

mantenendo un basso profilo di rischio, in linea con le altre attività gestite. Con partecipazioni di

minoranza in joint venture costituite ad hoc nella generazione, la costruzione di un impianto di

cogenerazione da 80MW e altri progetti sviluppati nella generazione da fonti rinnovabili, il Gruppo

Hera ha assicurato una copertura delle vendite pari a circa il 20%.

1.02 Sintesi economica, patrimoniale e finanziaria

I dati, al fine della corretta rappresentazione dell’analisi per business, prendono a riferimento i valori

della contabilità analitica, che risultano riconciliati con i valori rilevati in contabilità generale.

L’esercizio del periodo 01.01.2015 – 31.12.2015 della Società si è chiuso con un risultato netto di

1.527 migliaia di euro dopo avere registrato 1.695 migliaia di euro a titolo di imposte.

L’andamento dell’esercizio preso in esame, per quanto concerne il Margine Operativo Netto (EBIT),

pari a 3.708 migliaia di euro registra un decremento di 11.528 migliaia di euro rispetto al 2014

interamente ascrivibile al business elettrico e in particolare alla contrazione della marginalità nel

trading elettrico; alla minore performance degli impianti CCGT sul mercato dei servizi di

dispacciamento e all’impatto del Fair Value dei derivati di copertura della produzione degli impianti

termoelettrici di Teverola e Cogen per il quale non ricorrono le condizioni di applicazione dell’hedge

accounting.

Il gas gestito direttamente (non intermediato), è stato pari a 1.905 Mln di mc, in aumento del 25%

rispetto al 2014; i volumi totali venduti, ricomprendenti anche il gas modulato acquistato direttamente

ai REMI (gas intermediato) ed il gas autoconsumato sull’impianto COGEN Imola, sono stati pari a 2.996

Mln di mc (incl. variazione rimanenze).

L’energia elettrica dispacciata per Hera Comm nell’ambito del Portafoglio Commerciale, è stata pari a

9.712 GWh, in aumento del 9% rispetto al 2014; l’energia elettrica scambiata nell’ambito del

Portafoglio di Trading è stata pari a 14.609 GWh, in incremento del 3% rispetto al 2014. Con

riferimento agli effetti della valutazione a fair value degli strumenti di finanza derivata posti in essere

per la gestione del Portafoglio, si evidenzia che – in termini netti – le operazioni poste in essere con

hera Comm hanno determinato la rilevazione di oneri netti per un importo di circa Euro 10.692

migliaia.

Il totale dei ricavi del 2015 è pari a 1.796.863 migliaia di euro con un incremento del 20% rispetto

all’esercizio precedente per effetto dei maggiori volumi gestiti che hanno più che compensato la

contrazione dei prezzi di gas ed energia elettrica.

La posizione finanziaria netta passa da -49.551 migliaia di euro al 31 dicembre 2014 a -49.050 migliaia

di euro al 31 dicembre 2015; si evidenzia dunque un minor impiego di risorse.


8

Il patrimonio netto complessivo al 31 dicembre 2015 è pari a 28,7 Mln di euro (34,6 Mln di euro al 31

dicembre 2014).

I dipendenti della Società a fine anno 2015 sono 32 (30 al 31 dicembre 2014).

La Nota Integrativa fornisce un’ampia spiegazione sui criteri contabili adottati per la redazione del

presente bilancio.

1.02.01 Gli indicatori economici e finanziari

(importi in migliaia di euro)

Indici di redditività/patrimoniali 31.12.2015 31.12.2014 delta %

ROE (ris. netto/patrimonio netto) 5,3% 22,7% -76,6%

ROI (ris. operativo/(tot. attivo – disp. liqu.) 0,8% 3,7% -84,2%

ROS (ris. operativo/ricavi) 0,2% 1,1% -81,8%

CASH FLOW (ris. netto+amm.ti+acc.to rischi+ disacc.) 1.850 8.237 77,5%

CCN 73.058 67.029 9,0%

PFN -49.050 -49.551 - 1,0%

Si riporta di seguito il prospetto di determinazione della Posizione Finanziaria Netta, secondo quanto

richiesto dalla comunicazione Consob del 28 luglio 2006 e in conformità con la raccomandazione del

Cers del 10 febbraio 2005 “raccomandazioni per l’attuazione uniforme del regolamento della

Commissione Europea sui prospetti informativi”:

Dettaglio PFN 2014_12 2015_12 Delta

crediti fin. vs altri 2.411 1.629 -782

TOT. ATTIVITA' FINANZIARIE 2.411 1.629 -782

debiti fin. vs altri -1.351 0 1.351

debiti fin. vs controllante -50.611 -50.679 -68

TOT. PASSIVITA' FINANZIARIE -51.962 -50.679 1282

TOTALE PFN DI BILANCIO -49.551 -49.050 501


9

1.03 Analisi dei business

1.03.01 Scenario macroeconomico

L'anno 2015 è stato caratterizzato dal ritorno della crescita in Italia dopo tre anni consecutivi di

contrazione dell'attività. L’aumento dello 0,8% del Pil italiano, calcolato dall'Istat, segue infatti il crollo

del 2,5% nel 2012, il -1,9% del 2013 e il -0,4% del 2014. L’incremento registrato è peraltro inferiore al

+0,9% previsto dal Governo nel DPEF 2015.

Anche dal punto di vista dell’energia, il 2015 si è certamente messo in luce per aver visto il ritorno del

segno più sulla domanda di gas (+9,1%) dopo 4 anni e sulla richiesta elettrica (+1,5%) dopo 3.

Dati che evidenziano senz'altro un miglioramento del clima economico, ma che, al contempo, debbono

essere letti anche alla luce del crollo delle basi di confronto a seguito della crisi globale del 2008, delle

trasformazioni intervenute nel sistema produttivo nazionale, dei progressi nel campo dell’efficienza e

del cambiamento dei comportamenti individuali.

La ripresa dei consumi nel 2015 va infatti attribuita per lo più al maggior utilizzo dei condizionatori per

le temperature eccezionalmente elevate della scorsa estate. Vi è quindi stata una maggior richiesta di

produzione elettrica da parte delle centrali alimentate a gas, le più indicate a soddisfare i picchi di

domanda di energia.

Il fenomeno che più ha inciso sui mercati nel 2015 è comunque stato il prosieguo della caduta del

prezzo del petrolio, fino a toccare, nel mese di dicembre, con minimi giornalieri prossimi ai 30 dollari, i

valori più bassi degli ultimi 12 anni.

A determinare il fenomeno, un insieme di fattori quali la tenuta sorprendente della produzione non

convenzionale, il calo della domanda anche per la contrazione della crescita cinese, l’apprezzamento

del dollaro, il minore stress nella valutazione dei rischi geo-politici, la rimozione delle sanzioni

economiche nei confronti dell’IRAN e, da ultimo, la forte determinazione dell’Opec e dell’Arabia

Saudita in particolare, a privilegiare il mantenimento delle quote di mercato piuttosto che il livello di

prezzo, tutto ciò con l’intento esplicito di spiazzare la produzione non convenzionale di Stati Uniti e

Canada.

Per quanto riguarda il gas, se si esclude il picco registrato nel mese di febbraio, i principali hub europei

hanno mostrato nel 2015 un andamento costantemente al ribasso, che ha raggiunto il minimo nel

mese di dicembre. Analogamente a quanto avvenuto nel 2014, il PSV ha fornito in ogni mese la

valorizzazione più elevata di gas in Europa. Lo spread TTF-PSV è rimasto nell’intorno dei 2 €/MWh per

tutto l’anno.

Relativamente all’energia elettrica, in uno scenario fortemente ribassista, nel quale i combustibili

fossili hanno raggiunto i livelli più bassi degli ultimi dieci anni, le principali borse elettriche europee si

sono mosse in generale controtendenza, guidate essenzialmente dall’incremento generalizzato dei


10

consumi. La borsa italiana, in particolare, chiude l’anno con un prezzo in lieve incremento, sintesi del

bilanciamento tra l’avanzata dei volumi di borsa (particolarmente visibile nel mese di luglio) e il calo

del costo delle materie prime, mantendosi come di consueto al di sopra di tutti gli altri riferimenti

europei.

Per quanto riguarda in particolare il sistema elettrico italiano, nonostante la dismissione di diversi

impianti termoelettrici inefficienti, in particolare da parte di ENEL, permane una situazione di eccesso

di capacità.

Gli impianti a ciclo combinato sono in forte crisi e la possibile ulteriore dismissione non guidata di una

parte della potenza installata potrebbe aprire un serio problema di sicurezza del sistema.

Per affrontare questo problema, l’Italia ha da tempo optato per l’introduzione del capacity market,

senza però che si sia ancora arrivati alla sua attuazione.

Da un punto di vista più generale ed in termini prospettici, a livello di Commissione Ue, si sta lavorando

per la definizione e l’adozione di una strategia quadro per l'energia (Unione Energetica). Gli obiettivi e

le azioni che la Commissione intende intraprendere per raggiungere l’obiettivo dovrebbero prevedere

nuovi atti legislativi per rifondare e riqualificare il mercato dell'elettricità, una maggiore trasparenza

nei contratti di fornitura di gas, una sostanziale evoluzione della cooperazione regionale come passo

decisivo verso un mercato integrato, con un rafforzamento del quadro regolamentare, nuove norme

per garantire l'approvvigionamento di energia elettrica e di gas, più finanziamenti dell'UE a favore

dell'efficienza energetica e un nuovo pacchetto per le energie rinnovabili nonché un'attenzione

particolare alla Ricerca e Innovazione nel settore dell'energia.


11

1.03.02 Scenario di riferimento

Nel 2015 il tasso di cambio euro/dollaro ha registrato un valore medio annuo di 1,11 USD per euro, in

contrazione rispetto alla media annuale del 2014, pari a 1,33 USD per euro.

Sul fronte del mercato petrolifero, il Brent Dated, dopo aver inaugurato il 2015 sui 55 dollari al barile e

aver sfiorato i 67 alla fine del primo semestre, a partire dal secondo semestre, quando al costante

eccesso di offerta si è aggiunta la contrazione della crescita cinese, si è innescata una brusca flessione

che ha spinto le quotazioni di fine anno a 36 dollari al barile, con minimi giornalieri prossimi ai 30,

toccando i valori più bassi degli ultimi 12 anni.

Rispetto al 2014, la quotazione del Brent Dated ha registrato una contrazione del 47% a livello annuo, portandosi su una media di 52,46 dollari al barile.

La quotazione in valuta europea ha registrato nel 2015 una contrazione del 37% rispetto al 2014, portandosi a una media di 47,26 euro per barile.

Esercizio 2015 Esercizio 2014 Variazione %

Prezzo Brent Dated $/bbl 98,99 -47%

Cambio $/euro 1,33 -20%

Prezzo Brent Dated euro/bbl 74,5 -37%

%

52,46

1,11

47,26


12

Nel 2015, gli scambi di energia elettrica nel Mercato del Giorno Prima sono tornati a crescere (+1,8%)

ponendo fine alla lunga fase calante iniziata nel 2011. Sono ripartite, dal minimo storico del 2014,

anche le vendite delle unità di produzione nazionali (+0,6%), e soprattutto quelle nel meridione

(+14,0%), nonostante la forte crescita delle importazioni (+7,9%) ai massimi degli ultimi dieci anni. Si è

arrestata, invece, la fase espansiva delle vendite degli impianti da fonti rinnovabili (-11,4%) che hanno

rilanciato quelle degli impianti a gas (+20,4%). La liquidità del mercato, sostenuta prevalentemente

dagli operatori non istituzionali, ha guadagnato quasi 2 punti percentuali sull’anno precedente e si è

attestata a 67,8%. Il prezzo di acquisto dell’energia nella borsa elettrica (PUN), dopo le flessioni in

doppia cifra registrate nei due anni precedenti, si è stabilizzata a 52,31 €/MWh, pochi centesimi sopra

il minimo storico del 2014. I prezzi di vendita zonali hanno confermano, ormai da una triennio, una

sostanziale convergenza sempre con l’eccezione della Sicilia che però ha ridotto sensibilmente lo

spread con le altre zone. Nel Mercato a Termine dell’energia elettrica, il prodotto più scambiato,

l’Annuale 2016 baseload, ha chiuso il periodo di trading a 46,33 €/MWh. Nella Piattaforma Conti

Energia a termine, dove le transazioni per la prima volta dall’avvio del 2007 hanno segnato una lieve

flessione, il turnover ha raggiunto un record storico a quota 2,07.

Nel 2015, dopo quattro anni di consistenti flessioni, i consumi di gas naturale sono tornati a crescere e

con un aumento del 9,1% sul 2014, portandosi a 66,9 miliardi di mc. I consumi del settore

termoelettrico, favoriti dalla contrazione della produzione da fonti rinnovabili e dalle alte temperature

estive, evidenziano un incremento pari a 16,6% portandosi a 20,7 miliardi di mc. Non meno importante

il contributo del settore civile, i cui consumi, in aumento del 9,5%, salgono a 31,4 miliardi di mc.

Ancora in calo invece, i consumi del settore industriale, ai minimi dell’ultimo quinquennio (-3,0%). Nei

59,27

51,34

46,7345,76 46,66 47,02 46,42 47,17

57,97

62,23

54,59

59,58

51,10

54,50

49,9947,84 47,27

48,64

67,77

52,72

49,39

47,66

55,0855,66

40

45

50

55

60

65

70

75

80

jan feb mar apr may jun jul aug sep oct nov dec

PUN

[€/

MW

h]

PUN - Italian Power Exchange Price (Monthly Average)

2014 2015


13

sistemi di stoccaggio le iniezioni hanno raggiunto il livello record di 10,9 miliardi di mc. Sul lato offerta,

è calata ancora la produzione nazionale a 6,5 miliardi di mc (-6,3%), mentre le importazioni di gas

naturale, pari a 60,8 miliardi di mc, hanno invertito la tendenza degli ultimi quattro anni con un

aumento del 9,8%. In deciso aumento anche le erogazioni dai sistemi di stoccaggio che si sono portate

sul valore più alto dell’ultimo decennio con 10,6 miliardi di mc (+28,5%). E’ cresciuta infine anche la

giacenza di gas stoccato nell’ultimo giorno dell’anno (+1,7%).

Nei mercati regolati del gas gestiti dal GME, si sono complessivamente scambiati 49,2 milioni di MWh

(41,6 milioni di MWh nel 2014). Il Comparto G+1 della Piattaforma di Bilanciamento, si è confermato,

anche nel 2015, il più liquido, con un prezzo medio (22,12 €/MWh) ai minimi storici ed in linea con la

quotazione al PSV.

In questo contesto, il valore medio della quota energia nel 2015, calcolata facendo riferimento alle

Delibere dell’Aeeg vigenti momento per momento, è stato pari a 22,89 € cent/mc, rispetto ad un

valore medio di 25,64 € cent/mc nel 2014.

Il Mercato dei Certificati Verdi si è chiuso nel 2015 con un volume di titoli scambiati nel corso delle 46

sessioni organizzate dal GME pari a 6.946.013 CV, in diminuzione rispetto a 8.195.297 CV scambiati nel

2014, con un controvalore pari a circa 673,5 milioni di euro contro i circa 759,7 milioni di euro del

2014.

Il Mercato delle Garanzie di Origine, nel 2015, ha visto un volume di titoli scambiati nel corso delle 12

sessioni organizzate dal GME pari a 105.203 GO, in diminuzione rispetto alle 468.759 GO scambiate nel

2014.


14

Per quanto riguarda il mercato delle EUA, sembra avere reagito in maniera piuttosto negativa alla

Conferenza di Parigi sul clima svoltasi a inizio dicembre scorso. Durante lo svolgimento della COP, gli

EUA hanno perso quasi il 6% del valore, mentre immediatamente all’indomani della pubblicazione

dell’accordo, il prezzo non si è mosso da un livello poco sopra 8 €/tCO2. Al di là di condotte speculative

e di eventuali altri fattori contingenti, questa dinamica di mercato, seppure di brevissimo periodo,

sembra confermare l’impressione che al momento anche per gli operatori di mercato, è difficile

valutare la reale portata dell’accordo e che i suoi effetti potranno riflettersi sul mercato del carbonio

solo su tempi più lunghi.

Relativamente all’analisi dell’andamento annuale del Mercato dei Titoli di Efficienza Energetica, si

registra, rispetto allo scorso anno, un aumento dei volumi sulla piattaforma di mercato, con una

quantità di titoli scambiati pari a 3.780.177 TEE (3.482.221 TEE nel 2014).

1.03.03 Obblighi previsti dal regolamento REMIT

Con la deliberazione 5 marzo 2015 86/2015/E/com “Istituzione del registro nazionale degli operatori di

mercato di cui all’articolo 9 del Regolamento UE 1227/2011 del Parlamento europeo e del Consiglio

del 25 ottobre 2011, concernente l’integrità e la trasparenza del mercato dell’energia all’ingrosso

(REMIT)”, pubblicata il 10 marzo 2015, l’AEEGSI, facendo seguito all’adozione da parte della

Commissione del Regolamento di esecuzione 1348/2014 del 17 dicembre 2014, ha istituito, con

decorrenza 17 marzo 2015, il registro nazionale degli operatori presso il quale sono tenuti ad

accreditarsi gli operatori di mercato soggetti all’obbligo di reporting dei dati e delle informazioni

relative agli ordini di compravendita presentati ed alle transazioni concluse sui mercati energetici

all’ingrosso.

Hera Trading, nel corso del 2015 si è predisposta in termini di strumenti e procedure per essere

compliant fin dalla prima scadenza del 7 ottobre 2015, data in cui è partita l'attività di data collection

da parte di Acer a tutela della trasparenza e integrità dei mercati dell'energia. Le informazioni raccolte

in questa prima fase di avvio riguardano i contratti conclusi presso mercati organizzati come definiti

dall'art. 2 degli Implementing Acts e i dati fondamentali relativi alle infrastrutture di trasporto

dell'energia elettrica e il gas.

A far data dal prossimo 7 aprile 2016 verrà attivato anche il reporting dei contratti bilaterali.


15

1.03.04 Area Gas

- Evoluzione normativa e fatti di rilievo del mercato all’ingrosso

CAPACITA’ DI STOCCAGGIO: MODALITA’ DI CONFERIMENTO

Con la deliberazione 12 febbraio 2015 49/2015/R/gas “Disposizioni per il conferimento delle capacità

di stoccaggio per l’anno termico dello stoccaggio 2015-2016 e definizione delle tariffe di stoccaggio "

pubblicata il 13 febbraio 2015, l’AEEGSI, facendo seguito a quanto disposto dal Ministero dello

Sviluppo Economico con il decreto del 6 febbraio 2015 in materia di allocazione della capacità di

stoccaggio di modulazione, ha adottato disposizioni in ordine alle modalità di svolgimento delle

procedure di allocazione della capacità di stoccaggio per il successivo anno di stoccaggio confermando

in sostanza gli orientamenti dalla stessa espressi nella deliberazione 85/2014/R/GAS adottati con

riferimento al precedente anno di stoccaggio 2014-2015.

CONDIZIONI ECONOMICHE DEL SERVIZIO DI TUTELA GAS PER L’A.T. 2015-2016

Con la delibera 26 marzo 2015 133/2015/R/gas, l’AEEGSI, nelle more che il mercato del gas a termine

in Italia (MT-GAS) raggiunga un livello adeguato di liquidità, conferma il TTF come mercato di

riferimento per la determinazione della componente CMEM anche per l'anno termico 2015-2016 e

definisce i livelli della componente CCR per lo stesso periodo. Inoltre, modifica le

componenti QTMCV e QT, sempre con decorrenza dall'1 ottobre 2015.

EVOLUZIONE DEL MERCATO DI BILANCIAMENTO

Con il documento di consultazione 187/2015/R/ gas│ “AUuazione del Regolamento UE 312/2014 della

Commissione in materia di bilanciamento del gas naturale”│ pubblicato il 23 aprile 2015, l’AEEGSI, nel

ripercorrere i principali aspetti della disciplina del bilanciamento contenuta nel Regolamento

312/2014, formula alcune proposte in merito all’attuazione nel contesto italiano di talune disposizioni

del Regolamento UE sia di specifica competenza del Responsabile del Bilanciamento sia del

Regolatore. In particolare, con riferimento alle previsioni del Regolamento, la cui attuazione è

demandata al Regolatore, nonché ad ulteriori iniziative che, pur non essendo previste dal predetto

Regolamento, potrebbero avere un impatto positivo sul mercato e sul sistema di bilanciamento nel suo

complesso.

Successivamente, con il DCO 378/2015/R/GAS│“Regime di incentivazione del Responsabile del

bilanciamento”, il Regolatore ha formulato ulteriori proposte relativamente all’adozione di un sistema

di incentivazione che induca il Responsabile del Bilanciamento ad intraprendere azioni di

bilanciamento efficienti che consentano la minimizzazione anche dei costi a carico degli utenti.

Infine, con la deliberazione 470/2015/R/GAS del 7 ottobre 2015 “Disposizioni in vista dell’operatività

del bilanciamento gas, ai sensi del Regolamento UE 312/2014. Approvazione di modifiche al codice di


16

rete di Snam Rete Gas, propedeutiche all’operatività del bilanciamento” pubblicata il 9 ottobre 2015,

l’AEEGSI ha disposto l’approvazione delle modifiche apportate da Snam Rete Gas al proprio Codice di

Rete in recepimento delle previsioni di cui al Regolamento 312/2014.

PROMOZIONE DELLA RINEGOZIAZIONE DEI CONTRATTI TOP

Con la delibera 20 novembre 2015 556/2015/R/gas ”Meccanismo per la promozione della

rinegoziazione dei contratti pluriennali di approvvigionamento di gas naturale. Aggiornamento degli

importi spettanti e altri adempimenti”, l’AEEGSI ha aggiornato gli importi spettanti alle imprese

ammesse al meccanismo per la rinegoziazione dei contratti di lungo termine disciplinato dalla

deliberazione 447/2013/R/gas.

In particolare, con la deliberazione in oggetto, il Regolatore ha confermato a 0,856801 €/GJ il valore

dell'elemento Apr della bolletta a copertura del meccanismo di rinegoziazione dei contratti take or pay

per il 2015.

- Dati economici del business gas

Nel 2015 i consumi di gas naturale, interrompendo il trend al ribasso degli ultimi quattro anni, hanno

registrato un significativo rialzo (+9,1%) attestandosi a 66,95 miliardi di mc. I consumi del settore civile,

favoriti da temperature invernali più rigide rispetto all’anno precedente, sono saliti a 31,43 miliardi di

mc, in aumento del 9,5%. Ancora più decisa la crescita del settore termoelettrico che, beneficiando

della pesante contrazione della produzione idroelettrica e del caldo estivo, ha interrotto una lunga

serie di ribassi e, con un aumento del 16,6%, si è portato sul valore più alto degli ultimi tre anni con

20,73 miliardi di mc. E’ invece proseguita la flessione dei consumi del settore industriale, ai minimi

dell’ultimo quinquennio, con 12,77 miliardi di mc (-3,0%).

In questo contesto di mercato che ha positivamente impattato anche sulle vendite del Gruppo Hera,

le attività di trading sono state indirizzate, nel corso dell’anno, da un lato all’ottimizzazione del

portafoglio, con l’obiettivo di bilanciare la posizione di breve, e dall’altro alla finalizzazione e gestione

dei nuovi contratti di approvvigionamento per l’anno termico 2015/16.

Gli aggiustamenti di breve, supportati da un’ efficiente attività di previsione dei fabbisogni, sono stati

effettuati mediante regolazioni in acquisto o in vendita al Punto di Scambio Virtuale (PSV), a

Baumgarten sul Title Transfer Facility (TTF) e sul Net Connect Germany (NCG tedesco). Tali operazioni

sono generalmente avvenute a condizioni favorevoli ed hanno consentito di rispettare gli obiettivi di

risultato economico attesi.

A partire da aprile, Hera Trading ha avviato l’approvvigionamento del gas destinato al riempimento

dello stoccaggio acquisito in asta, circa 0,33 miliardi di mc, e, successivamente, del gas destinato al


17

mercato contendibile di Hera Comm, circa 0,5 miliardi di mc per l’anno termico 2015/16, attingendo

direttamente al mercato spot.

Nel corso del mese di aprile è stata avviata anche la negoziazione del gas modulato destinato ai clienti

sui REMI di Hera Comm, Hera Comm Marche e Amga Energia, per un quantitativo di circa 1,5 miliardi

di mc relativi all’anno termico 2015/16, con riferimento alle condizioni di fornitura deliberate

dall’AEEGSI a partire da ottobre 2013. La negoziazione, conclusasi nel corso dello stesso mese, ha

consentito di ottenere condizioni molto favorevoli anche per effetto delle particolari condizioni di

mercato del momento sia in termini di prezzi che di liquidità.

Il totale dei ricavi dell’attività gas, al netto degli autoconsumi e dell’impianto COGEN Imola gestito in

regime di tolling, ammonta a 786.483 migliaia di euro, di cui 486.677 migliaia di euro verso Hera

Comm ed altre società commerciali del Gruppo, a fronte di un costo pari a 769.396 migliaia di euro.

Il margine primo di business realizzato, al netto dei servizi prestati a Hera Comm, è stato di 17.087

migliaia di euro incluso l’effetto del delta fair value del Portafoglio Concentrazione di competenza gas,

pari a circa 2.450 migliaia di euro.

I volumi totali trattati (a potere calorifero standard), ricomprendendo anche 1.094 Mln/mc di gas

modulato acquistato direttamente ai REMI, sono stati pari a 2.996 Mln/mc, dei quali 1.799 Mln/mc

venduti a Hera Comm e ad altre Società commerciali del Gruppo e 46 Mln/mc autoconsumati

sull’impianto COGEN Imola.

Le giacenze finali di gas in stoccaggio alla data del 31.12.2015 sono pari a 226 Mln/mc, coerenti con la

certificazione delle stesse avvenuta ad opera delle società Snam Rete Gas, con un valore di 53.196

migliaia di euro (60.722 migliaia di euro al 31.12.2014).

Nel corso del 2015, Hera Trading ha inoltre fornito servizi ad Hera Comm relativamente allo scouting di

mercato ed alla valutazione tecnico economica dei contratti gas in fase di approvvigionamento, al

monitoraggio ed al reporting degli approvvigionamenti, al supporto nella definizione del pricing ed alla

quotazione di swap di copertura per forniture a clienti finali con formule di prezzo disallineate rispetto

a quelle di acquisto. Tale attività è stata remunerata per un valore di 438 migliaia di euro.

1.03.05 Area Energia Elettrica

- Evoluzione normativa e fatti di rilievo del mercato all’ingrosso

CAPACITY MARKET

Per quanto riguarda il capacity market, l’obiettivo a cui stanno lavorando Ministero dello Sviluppo

Economico, AEEGSI e Terna di concerto, dovrebbe essere quello di concludere la procedura in tempi


18

compatibili con l’avvio del sistema già nel 2017 e, in ogni caso, di fornire rapidamente al settore un

quadro di regole certe entro cui gli operatori possano orientare le proprie scelte d’impresa.

Nello scorso mese di novembre sono state fornite alla Commissione europea le risposte alle prime

numerose richieste di chiarimenti sul meccanismo proposto.

Per fine febbraio è inoltre previsto un incontro con i servizi competenti della Commissione a seguito

del quale dovrebbe essere fornito un aggiornamento agli operatori.

L’obiettivo dovrebbe comunque restare quello di varare il meccanismo entro il 1° semestre 2016,

superando le perplessità di Bruxelles sulla necessità e adeguatezza della misura, in particolare per

quanto riguarda la presenza nel modello di un “floor price” che potrebbe essere interpretato come

un limite alla competizione tra le offerte.

MARKET COUPLING

Con la Delibera 05 febbraio 2015 33/2015/R/eel│“Approvazione delle regole di svolgimento delle aste

infragiornaliere per l’allocazione della capacità di trasporto sulle interconnessioni con Austria, Francia,

Slovenia e Svizzera - Rules for Intraday Capacity Allocation by Explicit Auctions on North Italian

Borders”, pubblicata il 6 febbraio 2015, l’AEEGSI, nell’ambito delle attività propedeutiche alla partenza

del meccanismo di market coupling sulle frontiere Italia-Francia, Italia-Austria, Italia-Slovenia, ha

approvato la nuova versione delle Intraday Auction Rules, elaborate da Terna congiuntamente agli altri

gestori di rete di Austria, Francia, Slovenia e Svizzera, partecipanti ai lavori in ambito ACER

dell’Iniziativa Regionale Europea per la macro regione CentroSud Europa.

Successivamente, con la Delibera 12 febbraio 2015 45/2015/R/eel “Avvio del market coupling sulle

interconnessioni Italia-Slovenia, Italia-Austria e Italia-Francia” pubblicata il 13 febbraio 2015, l’AEEGSI

ha approvato il nuovo schema regolatorio per l’avvio operativo del progetto Italian Border Working

Table, deliberando l'integrazione del mercato italiano spot al progetto di market coupling europeo con

specifico riferimento alle frontiere Italia-Francia, Italia-Austria e ItaliaSlovenia. Mediante il

provvedimento in oggetto è stata data attuazione, con riferimento ai confini sopra indicati, al progetto

di integrazione dei mercati elettrici europei , volto a definire e coordinare i processi operativi ed i flussi

informativi di pre e post coupling, funzionali all’implementazione sull’insieme delle frontiere elettriche

italiane del meccanismo di market coupling.

Infine, il GME, con il comunicato agli operatori “Modifiche urgenti al Testo integrato della Disciplina del

mercato elettrico in vigore dal 24 Febbraio 2015”, pubblicato il 20 febbraio 2015, in vista della

partenza operativa del progetto IBWT, ha reso informativa agli operatori in merito all‘entrata in vigore

- a far data dal 24 febbraio u.s. - delle nuove disposizioni regolamentari ed operative redatte per

disciplinare, nell’ambito del mercato elettrico a pronti, il meccanismo di coupling.

REVISIONE DELLA DISCIPLINA DEGLI SBILANCIAMENTI EFFETTIVI

Con il DCO 163/2015/R/eel “Mercato dell'energia elettrica. Revisione della disciplina degli

sbilanciamenti effettivi” pubblicato il 9 aprile 2015, l’Autorità ha avviato la consultazione degli


19

operatori elettrici su nuove proposte di regolazione riguardanti la revisione del meccanismo di calcolo

dei prezzi di sbilanciamento disciplinata dagli Art. 39 e 40 della Deliberazione n.111/06. Tale DCO è

pubblicato dal Regolatore in esito alla sentenza del Consiglio di Stato del 20 marzo 2015, n. 1532, con

la quale sono state annullate le precedenti disposizioni regolatorie contenute nelle deliberazioni

342/2012/R/eel e 285/2013/R/eel che avevano introdotto interventi urgenti in materia di

contenimento degli oneri di dispacciamento.

Lo stesso tema è stato ripreso anche dal DCO AEEGSI 17 dicembre 2015 623/2015/R/eel ”Ulteriori

orientamenti in merito alla valorizzazione degli sbilanciamenti effettivi in seguito alle sentenze del Tar

Lombardia 1648/2014 e del Consiglio di Stato 1532/2015”. Le proposte di revisione illustrate nei DCO

sono finalizzate a correggere quegli elementi distorsivi che, secondo l’AEEGSI, caratterizzano l’attuale

meccanismo per il calcolo dei prezzi di sbilanciamento, nelle more della realizzazione di una più ampia

ed organica riforma della disciplina degli sbilanciamenti che verrà introdotta dall’Autorità nei prossimi

mesi, anche al fine di assicurare la piena compatibilità del quadro regolatorio nazionale con le

disposizioni del futuro Codice di rete Europeo per il bilanciamento - Balancing Network Code, la cui

entrata in vigore è allo stato prevista per il 2016.

RECORD DEI CONSUMI A LUGLIO

Il caldo registrato a luglio, con temperature massime mediamente molto più alte rispetto allo stesso

periodo del 2014, ha fatto toccare un nuovo record al picco di potenza dei consumi elettrici.

Sulla base dei dati di Terna, alle ore 16 del 21 luglio si è raggiunto il valore di 59.353 MW superiore

circa 2.300 MW rispetto al picco precedente, registrato alla stessa ora due settimane prima, il 7 luglio.

Si conferma inoltre il trend in atto ormai da vari anni: il graduale avvicinamento, con il sorpasso

avvenuto nel 2006, della punta estiva di fabbisogno rispetto a quella invernale. Al momento della

punta massima, il fabbisogno nazionale è stato coperto da una produzione da fonte rinnovabile

prossima al 40%.

DIRITTI PER IMPORT-EXPORT

Con Delibera 14 ottobre 2015 483/2015/R/EEL ”Approvazione delle regole per l’allocazione della

capacità di trasporto transfrontaliera, valevoli a partire dall’anno 2016” l’AEEGSI ha positivamente

verificato ed approvato, per quanto di sua competenza, le proposte formulate da Terna S.p.A.

relativamente alle modalità di assegnazione dei diritti fisici di trasmissione transfrontaliera di energia

elettrica sulle frontiere con Francia, Svizzera, Austria, Slovenia e Grecia.


20

IMPIANTI DI PRODUZIONE ESSENZIALI

A inizio novembre TERNA ha reso noto l'elenco degli impianti essenziali nel 2016 per la sicurezza del

sistema elettrico. Rispetto al 2015, mancano le centrali sarde del Sulcis e di Ottana Energia, a cui si

aggiungono quelle di Priolo, Milazzo e Centro Energia Ferrara.

L’elenco è poi stato aggiornato in base a quanto disposto dal DL 91/14, che ha stabilito l'inserimento

automatico tra gli essenziali di tutti gli impianti siciliani programmabili sopra i 50 MW e questo, per lo

meno fino all'entrata in esercizio del cavo Sorgente-Rizziconi.

Al momento, l’entrata in funzione del cavo, è ancora prevista per giugno 2016, nonostante si sia avuto

notizia di un nuovo sequestro operato sul sostegno n. 45, dopo quello relativo al n. 40.

L'impresa non sembra però priva di incognite, oltre al nuovo provvedimento della Procura messinese,

occorre infatti tener conto anche dell'esito del procedimento sul primo sequestro, al momento

"congelato". A quanto riferito nelle scorse settimane dalle associazioni ambientaliste, una prima

udienza del Tribunale sarebbe fissata per il 23 febbraio.

RIFORMA DEL DISPACCIAMENTO ELETTRICO

Con il DCO AEEGSI 11 dicembre 2015 605/2015/R/eel ”Mercato dell'energia elettrica: introduzione di

prezzi negativi armonizzati a livello europeo ai sensi del Regolamento Ue 1222/2015 (CACM) - Primi

orientamenti”, l’AEEGSI, nell’ambito del più ampio procedimento di riforma organica del

dispacciamento elettrico, in coerenza con gli indirizzi già espressi nel quadro strategico 2015-2018 ed

in linea con l’evoluzione in atto della normativa europea, illustra i primi orientamenti sulle possibili

modalità di introduzione dei prezzi negativi nel mercato italiano con particolare riferimento

innanzitutto a MGP e MI e poi a MSD e infine ai prezzi di sbilanciamento.

PROROGA AL 2021 DEL SERVIZIO IMPORT VIRTUALE

Con la Delibera 28 dicembre 2015 666/2015/R/eel “Modifica della deliberazione dell’Autorità ARG/elt

179/09, ai sensi delle disposizioni della Legge di stabilità 2016”, l’AEEGSI, facendo seguito alle

disposizioni di cui alla “Legge di stabilità 2016”, con le quali è stato previsto che la durata massima del

servizio di importazione virtuale, di cui alla legge 23 luglio 2009, n. 99 sia estesa al 31 dicembre 2021,

ha disposto la modifica delle previsioni di cui alla precedente deliberazione ARG/elt 179/09, in

considerazione del fatto che, con tale delibera, il Regolatore aveva disciplinato il predetto servizio di

importazione virtuale di energia elettrica per una durata temporale coerente con quella stabilita dalla

legge 99/09, la quale aveva disposto che tale servizio dovesse concludersi entro il 31 dicembre 2015.


21

- Dati economici del business energia elettrica

Dopo tre anni consecutivi in calo, sono tornati con il segno positivo i consumi di energia elettrica in

Italia. Secondo i primi dati provvisori elaborati da Terna, il totale dell’energia richiesta in Italia nel 2015

è stato pari a 315,2 miliardi di kilowattora, valore in aumento dell’1,5% rispetto al 2014.

A trainare l’incremento sono state, in particolare, le regioni del sud e del centro. Più contenuto

l’aumento della domanda elettrica in Sardegna e Lombardia; stazionario nelle regioni del Nordest.

La forte riduzione della produzione idroelettrica per effetto delle minori precipitazioni e l’incremento

dei consumi nei mesi estivi per effetto del clima particolarmente caldo, hanno favorito una ripresa

della produzione termoelettrica (+8,3%) consentendo di attenuare, seppur marginalmente, la

sofferenza del settore che resta comunque afflitto dalla rilevante over capacity e che non manca di

richiedere un urgente ripensamento degli assetti del mercato e delle regole del settore, anche

mediante modifiche al Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD) al fine di premiare la flessibilità

degli impianti termoelettrici a gas (Capacity Payement) in attesa dell’introduzione del Capacity Market.

La negatività dello scenario ha ovviamente impattato anche sui risultati generati dagli impianti

termoelettrici riferibili al Gruppo Hera, impianti gestiti commercialmente da Hera Trading.

Nel corso del 2015, anche in relazione alla rimozione da parte di TERNA di congestioni di rete nella

zona centro-sud, si è registrata una significativa contrazione dei proventi dall’esercizio degli impianti di

Teverola e Sparanise sul Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD). Su questi due ultimi impianti,

nel corso dell’anno, sono poi stati avviati interventi tesi ad incrementarne il livello di flessibilità in

vista della partenza del Capacity market.

Si sono confermate problematiche anche nel 2015 le performance dell’impianto di Ortona, ubicato in

un’area caratterizzata da scarsa richiesta sul Mercato dei Servizi (MSD) e dell’impianto COGEN/Imola,

nonostante quest’ultimo, a partire dal 2015, in esito alle modifiche tecniche implementate nel 2014,

sia stato operativo anche su MSD.

Per quanto riguarda il trading di energia elettrica e Certificati Ambientali, nel 2015, nonostante siano

aumentati i volumi trattati, sono stati conseguiti risultati inferiori alle attese per effetto della

generalizzata contrazione dei margini e di una minor valorizzazione media, rispetto al 2014, della

capacità di import detenuta.

Particolarmente efficace è risultata la gestione/ottimizzazione del portafoglio acquisti di Hera Comm

mediante l’operatività sulla Borsa e sulle piattaforme Over the counter (OTC).

Il totale dei ricavi dall’attività nell’area elettrica (Portafoglio mercato e Asset) ammonta a 1.078.661

migliaia di euro, di cui 554.530 migliaia di euro verso Hera Comm ed altre società commerciali del

gruppo, a fronte di costi pari a 1.079.210 migliaia di euro.


22

Il margine primo di business realizzato, al netto dei servizi prestati a Hera Comm, è stato di -549

migliaia di euro, incluso l’effetto del delta fair value del Portafoglio Mercato e Titoli Ambientali e dei

titoli ambientali di competenza degli impianti termoelettrici.

I volumi dispacciati per conto di Hera Comm nell’ambito del portafoglio commerciale sono stati di

GWh 9.712 (programmato); i volumi scambiati a livello di Trading finanziario e fisico (acquisti +

vendite), sono stati pari a GWh 14.609.

Fra le giacenze al 31.12.2015 figurano Certificati Verdi per un valore di 605 migliaia di euro (2.571

migliaia di euro al 31.12.2014) mentre figurano Certificati Grigi (CO2) per un valore di 1.478 migliaia di

euro (1.000 migliaia di euro al 31.12.2014).

Nel corso del 2015 Hera Trading ha inoltre fornito servizi ad Hera Comm per il monitoraggio ed il

reporting relativo all’approvvigionamento di energia elettrica di quest’ultima e per la gestione della

programmazione sulle piattaforme di scambio fisico di energia (IPEX e PCE). Tale attività è stata

remunerata per un valore di 292 migliaia di euro.

1.04 Gestione del rischio

Anche nel 2015, la gestione operativa del rischio commodity e cambio, è stata effettuata in un’ottica di

“copertura”, tesa a fissare i margini previsti a Budget delle operazioni commerciali effettuate nelle

aree gas ed energia elettrica sia da Hera Trading che da Hera Comm, in linea con le Policies di Gruppo.

Dal punto di vista organizzativo, tutte le attività sono centralizzate nell’ambito della Direzione

Generale di Hera Trading.

L’approccio scelto si basa sull’operatività di un Portafoglio Combustibili e di un Portafoglio Mercato

che, senza generare duplicazione di competenze, hanno consentito una gestione unitaria dei rischi

omogenei sia di Hera Trading che di Hera Comm. Il Portafoglio Combustibili, basandosi sulla copertura

per masse anziché per formule, ha poi consentito di conseguire indubbi vantaggi quali:

• Raggiungimento di livelli di copertura più elevati;

• Eliminazione del vincolo sul volume minimo copribile;

• Ottimizzazione dei costi per il minor ricorso al mercato attraverso il netting delle posizioni dei

singoli contratti e delle posizioni generate dalle aree gas ed energia elettrica;

• Maggiore flessibilità nella valutazione di contratti di approvvigionamento con formule di

indicizzazione fuori standard;

• Maggiore flessibilità nella strutturazione dell’offerta, con possibilità di proporre/quotare

formule di indicizzazione diverse da quelle presenti nei portafogli acquisti;

• Maggiore visibilità dei prezzi OTC delle commodity.


23

Peraltro, l’attività svolta nell’ambito del Portafoglio Combustibili, basata su strumenti di finanza

derivata, ancorché effettuata esclusivamente con finalità di copertura, non soddisfa i requisiti previsti

dallo IAS 39 per l’applicazione dell’Hedge Accounting. Ne consegue che il risultato maturato ed il

valore prospettico dei derivati in portafoglio (Delta Fair Value) sono ricompresi nel risultato operativo

dell’area gas.

Anche per quanto riguarda il rischio credito, rappresentato dall’esposizione di Hera Trading a

potenziali perdite per il mancato adempimento delle obbligazioni assunte dalle controparti, da diversi

anni e con buoni risultati, è operativa una specifica Policy di Controllo e Gestione del Credito.

Ambedue le Policies sono state definite dal Comitato Rischi di Hera S.p.A. e da esso annualmente

sottoposte all’approvazione del Consiglio di Amministrazione di Hera Spa.

1.05 Organizzazione e risorse umane

Nel corso del 2015 non vi sono state modifiche all’organizzazione della Società, organizzazione che

resta articolata come segue:

• Direzione Generale da cui dipendono:

o Portafoglio Combustibili

o Portafoglio Mercato e Titoli ambientali

o Asset Management

In staff a Direzione Generale sono collocate:

o Forecasting

o Logistica Gas

o Processi e Sistemi

o Logistica Energia Elettrica

Per Quanto riguarda la funzione Back Office e Reporting, è allocata in staff all’Amministratore

Delegato.

Al 31 dicembre 2015, i dipendenti di HERA TRADING risultano pari a 32 Unità, dei quali 31 assunti a

Tempo Indeterminato e 1 NTI.

1.06 Attività di ricerca e sviluppo

Durante il 2015 le attività di Ricerca e Sviluppo hanno visto l’area Processi e Sistemi impegnata

essenzialmente su due fronti: miglioramento dei processi esistenti e adeguamento normativo.


24

Con riferimento agli strumenti di Contract Management si è portato a termine un progetto di

potenziamento dell’applicativo per i contratti gas che ha visto da un lato la rivisitazione delle logiche di

rappresentazione delle posizioni, dall’altro un importante miglioramento delle performance. Sono stati

velocizzati e ulteriormente automatizzati i processi di inserimento contratti portando una

considerevole riduzione della possibilità di errore umano e alleggerendo nel contempo le attività

manuali.

Si è, quindi, iniziata l’analisi per estendere i benefici e adeguare l’applicativo utilizzato per i contratti di

energia elettrica coerentemente con il progetto più ampio di integrazione dei due sistemi, sia in

termini di struttura che di logiche gestionali.

Ulteriori attività di ottimizzazione di processo hanno visto coinvolti gli strumenti utilizzati dall’Asset

Management per l’analisi dei dati sulle centrali termoelettriche e per l’efficace condivisione degli stessi

con il BackOffice.

Per BackOffice e Reporting si sono attuate inoltre ottimizzazioni del flusso informativo e del numero di

fonti di dati, rendendo più semplice il confronto con i dati gestionali provenienti da tutte le aree di

business.

In relazione al mondo della logistica gas sono state portate a termine le attività collegate allo sviluppo

di un sistema per la gestione dei contratti di trasporto che consente un presidio più puntuale della

fatturazione dei costi correlati. Ancora, sono stati ridefiniti alcuni processi e razionalizzati gli strumenti

utilizzati per la nomina e per controllo dei costi e ricavi di trasporto e stoccaggio.

Per quanto concerne l’aspetto normativo regolamentare, il 2015 ha visto l’inizio della fase di reporting

verso ACER di tutti i contratti standard effettuati sui mercati regolamentati. A tal proposito è stato

scelto un meccanismo di reporting e si è iniziato lo sviluppo di un sistema di controllo per verificare

l’effettivo invio dei contratti da parte degli operatori di mercato delegati.

Con riferimento al sistema informativo aziendale nel suo complesso, durante l’anno si è approfondito il

tema del potenziamento degli strumenti per la gestione della base dati, che avranno la loro

concretizzazione con la migrazione progressiva di tutte le fonti e la modifica dei processi per la

produzione di report.

Nel corso del 2015 è stata poi completata l’implementazione del progetto gestione del forecast basato

sulla clusterizzazione di REMI e sono anche iniziati i test per la taratura dei relativi nuovi modelli.

Il database dei volumi contrattuali gas è stato completamente rivisto, consentendo alle funzioni di line

una rappresentazione delle posizioni dei propri portafogli maggiormente in linea con il

comportamento del mercato.

È infine stata creata una suite di applicativi volti a migliorare l’operatività dell’area Forecasting nella

gestione quotidiana della previsione di alcuni segmenti di mercato aumentando al contempo

l’affidabilità del dato prodotto. Sono inoltre stati introdotti nuovi tool volti a individuare errori nelle


25

previsioni prima della produzione della reportistica per le aree aziendali. Tutto questo ha contribuito al

miglioramento dell’errore di previsione stesso.

1.07 Documento programmatico sulla sicurezza

Essendo venuto meno, con L. 4 aprile 2012, n. 35 l'obbligo formale di redigere il DPS, Documento

Programmatico sulla Sicurezza, Hera Trading, a partire dal 2013, ha continuato ad assicurare ai dati

personali trattati il livello di protezione richiesto dalla legge anche attraverso il contratto sottoscritto

con la Capogruppo Hera S.p.a..

1.08 Consolidato fiscale

Hera Trading aderisce al consolidato fiscale di Hera Spa, con la quale è stato sottoscritto idoneo

contratto, tuttora vigente.

1.09 Rapporti con la società controllante e con altre parti correlate

La società non detiene partecipazioni in imprese controllate e collegate.

Rapporti con controllanti

Hera Trading Srl è interamente controllata da HERA Spa, sita in Bologna in Viale Carlo Berti Pichat 2/4, che ne è il socio unico.

Allo scopo di razionalizzare nell’ambito del Gruppo Hera le risorse disponibili e sfruttare le competenze

acquisite, Hera Spa, direttamente o tramite le sue controllate, fornisce ad Hera Trading Srl l’utilizzo del

marchio e servizi “di struttura”, i cui principali sono: amministrazione, gestione del personale,

pianificazione e controllo, legale ed affari societari. Sono altresì forniti i servizi di locazione e facilities,

utilizzo mezzi e servizi informativi.

I contratti di servizio sono stati oggetto di un’ampia rivisitazione nel corso dell’esercizio 2012 con

l’obiettivo, tra gli altri, di identificare modelli contrattuali in linea con la normative unbundling,

civilistica e fiscale e di predisporre documenti a supporto della comunicazione all’Authority. Sono stati

razionalizzati i flussi contrattuali cliente/fornitore; sono state definite nuove logiche contrattuali in

merito all’attività di base, al criterio di addebito (a corpo, a listino, passante); è stato identificato il

calcolo del corrispettivo nella configurazione di full cost; sono stati precisati i driver di ribaltamento e

le modalità di conguaglio.

Hera Trading fornisce ad altra società del gruppo il servizio di gestione dei contratti di

approvvigionamento nel settore gas ed energia elettrica.

Tali prestazioni, disciplinate mediante contratti di servizio, sono cedute in base ad un corrispettivo

annualmente concordato tra le parti, in relazione a driver di costo preventivamente condivisi.


26

I contratti di servizio sono strutturati sulla base di modelli in linea con la normative unbundling,

civilistica e fiscale.

Rapporti con altre società partecipate

Galsi S.p.A. Nel corso del 2015, in una logica di razionalizzazione societaria del Gruppo tesa a separare ruoli

commerciali e investimenti infrastrutturali, si è ritenuto opportuno e conveniente allocare tutti gli

asset in capo ad Hera S.p.A.

In data 30 luglio 2015, Hera Trading ha quindi ceduto ad Hera S.p.A., al valore netto contabile al 31

dicembre 2014 (12.082.348 €), la partecipazione detenuta nella società Galsi S.p.A.

La società sta tuttora lavorando alla predisposizione del progetto esecutivo del gasdotto e delle

relative stazioni di compressione e misura, nonché all’acquisizione delle indispensabili autorizzazioni.

Le attività tese ad acquisire le autorizzazioni nonché il processo di procurement per la definizione

puntuale del capex sono proseguite nel corso del 2015.

In data 28 maggio 2015, gli azionisti, constatata l’impossibilità di completare le Target Activities entro il

termine fissato del 31 maggio 2015, hanno approvato in Assemblea la proposta di rinviare al 31

maggio 2016 la data ultima per l’assunzione della Final Investment Decision.

Nel corso del 2015 la Società ha predisposto uno studio di fattibilità teso a verificare la possibilità di

anticipare la tratta nazionale per alimentare la Sardegna in “reverse flow” dal continente, in attesa

della realizzazione del tratto internazionale che, per effetto delle attuali condizioni del mercato italiano

ed europeo, potrebbe ulteriormente ritardare.

Lo studio, sottoposto all’esame della Regione Sardegna e del Ministero dello Sviluppo Economico, ha

innescato un dibattito, tutt’ora in corso, circa la soluzione tecnica ottimale da adottare per la

metanizzazione dell’isola in tempi brevi. In alternativa al collegamento via tubo con il continente si sta

infatti valutando anche la realizzazione di depositi costieri di GNL.

La compagine societaria, dopo l’uscita della Società SFIRS, decisa nel 2014 ed il subentro di Hera S.p.A.

ad Hera Trading Srl a far data dal 30 luglio 2015, risulta così composta:

- Sonatrach 47,059%

- Edison Gas 23,529%

- Enel Power 17,647%

- Hera S.p.A. 11,765%

Rapporti con altre società correlate


27

Hera Comm S.r.l., interamente controllata dalla controllante Hera S.p.A., è la società di vendita a clienti

finali di prodotti energetici del Gruppo Hera e, in quanto tale, sono in essere con la medesima rilevanti

rapporti commerciali che ne fanno il maggior cliente per Hera Trading, in veste di fornitrice di energia

elettrica e gas metano. Del pari, risultano in essere rapporti della medesima natura anche con altre

società del Gruppo Hera, tra cui le principali sono Hera Comm Marche Srl, Amga Energia e Servizi Srl,

SET Spa. e Tamarete Energia Srl.

Nel corso del 2015 Hera Trading ha inoltre fornito servizi ad Hera Comm relativamente allo scouting di

mercato ed alla valutazione tecnico economica dei contratti gas in fase di approvvigionamento, al

monitoraggio ed al reporting degli approvvigionamenti, al supporto nella definizione del pricing ed alla

quotazione di swap di copertura per forniture a clienti finali con formule di prezzo disallineate rispetto

a quelle di acquisto, a fronte di una remunerazione pari a 438. migliaia di euro, Hera Trading inoltre ha

fornito servizi ad Hera Comm per il monitoraggio ed il reporting relativo all’approvvigionamento

di energia elettrica di quest’ultima e per la gestione della programmazione sulle piattaforme di

scambio fisico di energia (IPEX e PCE) a fronte di una remunerazione pari a 292 migliaia di euro.

Ambedue le attività di cui sopra, sono regolate da un contratto di servizio strutturato sulla base di

modelli in linea con la normative unbundling, civilistica e fiscale.

Le parti correlate diverse dalla controllante Hera Spa sono di seguito elencate:

Acantho Spa Hera Luce Srl

AcegasAps Service Srl Hera Servizi Energia Srl

AcegasApsAmga Spa Herambiente Servizi Industriali Srl(già NestAmbiente Srl)

Amga Calore & Impianti Srl Herambiente Spa

Amga Energia & Servizi Srl HestAmbiente Srl

ASA Scpa Inrete Distribuzione Energia Spa

Biogas 2015 Srl Insigna Srl

Black Sea Company for Gas Compressed Ltd Marche Multiservizi Spa (già Aspes Multiservizi Spa)

Black Sea Gas Company O.o.d. Medea Spa

Black Sea Tecnology Company AD Rila Gas AD

Consorzio AkheaFondo Consor`le SiGas doo

ESIL Scarl (ex Aristea Sinergie Illuminazione Scarl) Sinergie Spa

Feronia Srl Sviluppo Ambiente Toscana Srl

Frullo Energia Ambiente Srl Tri-Generazione Srl

Fucino Gas Srl Uniflotte Srl

Hera Comm Marche Srl Waste Recycling Spa

Hera Comm Srl

Altre parti correlate (imprese controllate dalla controllante Hera Spa)

Aimag Spa S2A Scarl

Energo doo SEI Spa

Ghirlandina Solare Srl Set Spa

H.E.P.T. Co. Ltd Tamarete Energia Srl

Oikothen Scarl in liquidazione

Altre parti correlate (imprese collegate dalla controllante Hera Spa)


28

1.10 Azioni proprie, quote o azioni di società controllanti

Ai sensi dei commi 3 e 4 dell’art. 2428 del codice civile, si riporta che la Società non detiene, neanche

tramite società fiduciarie o per interposta persona, proprie partecipazioni o di società controllanti, né

ha alienato o acquistato, nel corso dell’esercizio, proprie partecipazioni o di società controllanti,

neanche tramite società fiduciarie o per interposta persona.

1.11 Informativa richiesta dall’art. 2428 c.c., comma 3, n. 6bis, relativa all’uso di

strumenti finanziari

Rischio su commodity e cambio

Razionali

Il Gruppo Hera opera in maniera integrata nella filiera di approvvigionamento, ottimizzazione e vendita

di elettricità e gas, con una presenza nei diversi stadi della catena del valore. Tale attività espone le

AdriaLink Srl Estense Global Service Scarl

Adriatica Acque Srl Galsi Spa

Aloe Spa (ex Hera Energie Rinnovabili Spa) Natura Srl in liquidazione

Calenia Energia Spa Q.Thermo Srl

Centro Idrico di Novoledo Srl Sgr Servizi Spa

Enomondo Srl SIS Società Intercomunale di Servizi Spa in liquidazione

EstEnergy Spa So.Sel Spa

Altre parti correlate (imprese partecipate dalla controllante Hera Spa)

Altre parti correlate (terzi)

Acosea Impianti Srl CON.AMI

Acquedotto Dragone Impianti Spa Fiorano Gestioni Patrimoniali Srl

Amir Spa - Asset Formigine Patrimonio Srl

Aspes SpA Holding Ferrara Servizi Srl

Comune di Bologna Maranello Patrimonio Srl

Comune di Casalecchio di Reno Megas.Net SpA

Comune di Cesena Ravenna Holding Spa

Comune di Ferrara Rimini Holding Spa

Comune di Imola Romagna Acque Spa

Comune di Modena Sassuolo Gestioni Patrimoniali Srl

Comune di Padova Serramazzoni Patrimonio Srl

Comune di Ravenna Società Italiana Servizi Spa - Sis Spa - Asset

Comune di Rimini TE.AM Srl

Comune di Trieste Unica reti - asset


29

società del Gruppo Hera ai rischi derivanti dalla volatilità dei mercati energetici e rende indispensabile

una valutazione integrata degli stessi rischi e delle relative strategie di gestione.

Come esposto in precedenza, il gruppo Hera si è dotato di specifiche Risk Policies volte a definire linee

guida e modalità operative del processo di controllo e gestione del rischio energetico, con l’intento di

uniformare l’approccio al rischio delle varie strutture aziendali coinvolte, inclusa Hera Trading, e di

ottimizzare il ricorso al mercato per le operazioni di copertura.

Natura dei rischi ed organizzazione del processo di controllo e gestione del rischio

I fattori di rischio considerati rilevanti ai fini delle Risk Policies sono tutti i fattori riconducibili a mercati

energetici che, in maniera esogena (variabili di mercato) o endogena (scelte di pricing), hanno un

impatto diretto sulla variabilità dei risultati aziendali:

- fattori di rischio esogeni: riconducibili ai mercati delle commodities con impatto potenziale sulla

struttura di costi e ricavi delle società del gruppo Hera. Tali commodities sono i combustibili, cui in

taluni casi è indicizzato il prezzo del gas e dell’elettricità, il prezzo dell’elettricità nella Borsa Italiana

(IPEX) e delle principali borse dell’elettricità in Europa, il prezzo del gas agli hub, il tasso cambio

euro/dollaro;

- determinanti endogene di rischio: particolari caratteristiche delle strutture contrattuali (in particolare

relative alle scelte di pricing), adottate in approvvigionamento e/o vendita, con impatto diretto sul

profilo di rischio del gruppo Hera;

Scopo primario delle Risk Policies è l’esplicitazione delle linee guida strategiche, dei principi

organizzativo/gestionali e dei macro processi necessari alla gestione attiva delle principali fonti di

rischio energetico derivanti dalla volatilità dei prezzi delle commodities energetiche.

Non rientrano nel perimetro di competenza del presente documento altre classi di rischio, ed in

particolare i rischi di natura operativa, i rischi patrimoniali, i rischi di business non direttamente

derivanti da variabili di mercato ed i rischi normativi.

Struttura del processo operativo e copertura dei rischi sul mercato

Il processo operativo di controllo e gestione del rischio ha per obiettivo la definizione di modalità e

tecniche per la stabilizzazione e ottimizzazione dei risultati economici dell’anno di budget dell’attività

caratteristica di Hera Comm e delle attività commerciali di Hera Trading, risultati che sono esposti ai

rischi di natura energetica, e viene eseguito e monitorato con cadenza almeno mensile.

Hera Trading è la società del Gruppo Hera preposta alla gestione delle posizioni di rischio energetico

sul mercato per le diverse società del Gruppo Hera.


30

Tale scelta nasce dall’esigenza di ottimizzare il ricorso al mercato per la copertura del rischio, nettando

su Hera Trading eventuali posizioni di segno contrario originatesi all’interno del gruppo. Tale approccio

consente di ottimizzare i volumi negoziati sul mercato e di ridurre i relativi costi di transazione,

finalizzando di conseguenza l’attività delle specifiche aree di business al conseguimento di obiettivi di

valore propri della sua missione aziendale.

Hera Comm e le aree di business di Hera Trading richiedono ai portafogli di Concentrazione

Combustibili e al Portafoglio Energia Elettrica e Titoli Ambientali eventuali coperture di posizioni di

rischio mediante internal deal effettuati a condizioni di mercato.

In tal modo si ottiene la chiusura delle posizioni di rischio sui due portafogli di Hera Trading,

conseguendo il duplice risultato di stabilizzare il margine commerciale alle varie aree di business e di

concentrare la posizione di rischio sul soggetto del Gruppo Hera che dispone delle competenze

necessarie per la gestione delle posizioni sul mercato.

Le metriche di misurazione del rischio in Hera Trading

In coerenza con le best practices affermatesi nel settore energetico, il gruppo Hera dispone di

opportune metriche di misurazione e controllo dei rischi di mercato.

In particolare la metrica adottata è definita in base alla natura dei book di rischio. Il Profit at Risk (PaR)

è la misura ritenuta idonea per Hera Trading, relativamente alle attività di natura commerciale/di

copertura, che presumono il mantenimento delle posizioni fino alla loro naturale scadenza (holding

period).

Il PaR misura la variazione cui il margine energia di Hera Trading è soggetto a seguito di avverse

condizioni di mercato, rispetto ad uno scenario di mercato atteso, con un determinato livello di

confidenza.

La metrica misura quindi il peggior impatto economico cui si può incorrere nel 95% dei casi (ovvero la

probabilità che si realizzi un impatto peggiore è pari al 5%). La quantificazione dell’impatto è effettuata

mediante simulazioni stocastiche dei prezzi spot delle principali commodity fonti di rischio,

sull’orizzonte temporale oggetto di controllo.

Infine per le posizioni che Hera Trading mantiene in portafoglio con finalità tattiche/di ottimizzazione,

relative al mercato elettrico, viene adottata la metrica del Value at Risk (VaR).

In particolare il VaR misura la variazione cui il margine energia di Hera Trading, relativamente alle

suddette posizioni, è soggetto a seguito di avverse condizioni di mercato, in un determinato orizzonte

temporale, con un determinato livello di confidenza.

La metrica misura quindi il peggior impatto economico cui si può incorrere nel 95% dei casi (ovvero la

probabilità che si realizzi un impatto peggiore è pari al 5%). La quantificazione dell’impatto è effettuata


31

mediante un metodo cosiddetto “varianza/covarianza” del prezzo forward dei principali prodotti

quotati sul mercato energia elettrica, sull’orizzonte temporale oggetto di controllo (holding period pari

ad una settimana).

1.12 Andamento dei primi mesi dell’esercizio 2016

Nel corso dei primi mesi dell’esercizio 2016 non si sono verificati eventi degni di nota.

1.13 Evoluzione prevedibile della gestione

Il ritorno ad un contesto economico di crescita, ancorché più debole di quanto sperato, lascia

presumere per il 2016 risultati migliori rispetto a quelli dell’anno precedente anche sui mercati di

elettricità e gas.

Per quanto riguarda l’energia elettrica, i primi mesi del 2016 pur non avendo, per il momento,

evidenziato una ripresa significativa dei consumi, stanno registrando una maggiore operatività

dell’impianto termoelettrico di Teverola sul Mercato dei Servizi di Dispacciamento. E’ inoltre

prevedibile che, in ragione del coefficiente di invaso dei serbatoi idroelettrici prossimo ai valori minimi

toccati negli ultimi decenni e dello scarso livello dell’innevamento, la prossima estate richieda un

contributo rilevante alla produzione termoelettrica in generale.

Per quanto riguarda il gas, dopo i risultati positivi registrati in chiusura 2015, a gennaio 2016 la

domanda è risultata ancora in ripresa, trainata dagli impieghi nel settore termoelettrico mentre in

febbraio, il clima eccezionalmente mite e una lieve ripresa della produzione idroelettrica hanno

riportato il segno meno nel dato mensile della domanda nazionale.

Tenuto conto del contesto sopra delineato, sul fronte elettrico, Hera Trading cercherà di trarre

vantaggio, per quanto possibile, dalla partecipazione al Mercato dei Servizi di Dispacciamento e

dall’esercizio su MGP, nelle ore più remunerative, degli impianti di Teverola, Sparanise e Tamarete,

nonché dalla ottimizzazione della produzione di Cogen Imola, approvvigionandosi del gas necessario

direttamente dal mercato spot tramite il desk di trading.

Sul fronte gas, verrà posta particolare attenzione alla presa di posizione relativa ai contratti del

prossimo anno termico 2016-17, all’acquisizione dello stoccaggio in asta ed alle successive modalità di

riempimento in relazione agli attesi ribassi dei prezzi al PSV durante la prossima stagione estiva. Per

quanto riguarda la capacità di trasporto di lungo termine detenuta sul TAG, verrà gestita su base spot.

Su ambedue le linee di business si cercherà infine di cogliere opportunità dalle attività di trading e di

ottimizzazione sul breve termine.


32

1.14 Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del periodo

Dopo la chiusura dell’esercizio non si sono verificati fatti di rilievo meritevoli di essere segnalati.

1.15 Rapporti con la società di revisione

Hera Trading Srl, quale società controllata da quotata in Borsa Valori (Hera Spa) è assoggettata

all’obbligo di revisione legale del bilancio di esercizio ai sensi del D.Lgs 39 del gennaio 2010 e, a tal

riguardo, è stato affidato l’incarico alla Deloitte e & Touche Spa per gli esercizi dal 2015 al 2023,

unitamente alle attività di verifica trimestrale.

1.16 Organismo di vigilanza

Il decreto legislativo n. 231/2001 ha introdotto nell'ordinamento italiano la responsabilità

amministrativa (rectius penale) delle persone giuridiche, delle società e delle associazioni. In

particolare, esso ha introdotto la responsabilità penale degli enti per alcuni reati commessi

nell'interesse o a vantaggio degli stessi da persone che rivestono funzioni di rappresentanza, di

amministrazione o di direzione dell'ente o di una sua unità organizzativa dotata di autonomia

finanziaria e funzionale, nonché da persone che esercitano, anche di fatto, la gestione e il controllo

dello stesso e, infine, da persone sottoposte alla direzione o alla vigilanza di uno dei soggetti sopra

indicati. Tra i fatti di reato rilevanti sono ricompresi i reati nei confronti della Pubblica

Amministrazione, i reati societari commessi nell'interesse delle società, i reati di induzione indebita a

dare e promettere utilità, corruzione tra privati, violazione delle norme antinfortunistiche e sulla tutela

dell’igiene e della salute sul lavoro, reati di ricettazione e riciclaggio, Delitti informatici ed illecito

trattamento dei dati, reati ambientali, impiego di lavoratori stranieri irregolari.

Tuttavia, gli artt. 6 e 7 del decreto legislativo n. 231/2001 prevedono una forma di esonero dalla

responsabilità qualora

(i) l'ente dimostri di aver adottato ed efficacemente attuato, prima della commissione del fatto,

modelli di organizzazione, gestione e controllo idonei a prevenire la realizzazione dei reati presi in

considerazione dal decreto medesimo;

(ii) il compito di vigilare sul funzionamento e sull'osservanza dei modelli, nonché di curarne

l'aggiornamento, sia affidato ad un organismo dell'ente dotato di autonomi poteri di iniziativa e di

controllo.

A tal fine il 16 febbraio 2004 il Consiglio di Amministrazione di Hera Spa, società Controllante, ha

approvato, e successivamente aggiornato, il modello di organizzazione, gestione e controllo ai sensi del

decreto legislativo 231/2001 con lo scopo di creare un sistema strutturato e organico di procedure e

attività di controllo preventivo avente come obiettivo la prevenzione dei reati di cui al citato decreto,

mediante l’individuazione delle attività esposte a rischio di reato e la loro conseguente

proceduralizzazione.


33

Il modello di organizzazione, gestione e controllo ai sensi del decreto legislativo 231/2001 è stato

adottato anche dalle società controllate aventi rilevanza strategica.

Il Consiglio di Amministrazione ha quindi istituito l’Organismo di Vigilanza, rinnovato nella sua

composizione (per Hera S.p.A. il CdA ha nominato il nuovo OdV in data 28/04/2014) e composto dal

Direttore della Direzione Internal Auditing di Hera Spa quale presidente, dal Direttore della Direzione

Centrale Legale e Societario di Hera Spa e da un componente esterno al quale ha affidato i compiti

sopra indicati compreso quello di riferire periodicamente agli organi sociali di Hera Spa in merito alla

attuazione del modello stesso.

In data 25 gennaio 2012 il Consiglio di Amministrazione di HERA Spa. ha aggiornato il Mandato della

Struttura di Internal Auditing e il Manuale Operativo della Struttura di Internal Auditing del Gruppo

Hera.

1.17 Proposte del Consiglio di Amministrazione all’Assemblea dei Soci

Egregi soci,

il bilancio d’esercizio della società Hera Trading Srl al 31 dicembre 2015, chiude con un utile netto pari

ad € 1.526.718,43.

Se concordate con i criteri seguiti nella redazione del bilancio, con i principi e metodi contabili ivi

utilizzati e con i criteri di valutazione adottati, preso atto delle relazioni del Collegio Sindacale e della

società di revisione, relative al bilancio del 31 dicembre 2015, Vi proponiamo:

• di approvare la relazione degli amministratori sull’andamento della gestione;

• di approvare il bilancio dell’esercizio chiuso al 31 dicembre 2015 nel suo insieme e nelle singole

parti;

• di destinare l’utile di € 1.526.718,43 nel modo seguente:

� il 5%, pari ad € 76.335,92 alla Riserva Legale;

� il residuo, pari ad € 1.450.382,51 quale dividendo da distribuirsi al socio unico Hera Spa.

Bologna, 18 marzo 2016

Il Presidente del Consiglio

di Amministrazione

Luca Mandrioli


34

BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2015

2.01 Conto Economico

euro note 31-dic-15 31-dic-14

Ricavi 1 1.796.372.657 1.434.358.313

Altri ricavi operativi 2 490.622 423.707

Consumi di materie prime e materiali di consumo (al netto del la

variazione delle rimanenze di materie prime e scorte)3 -1.734.117.130 -1.366.960.782

Costi per servizi 4 -56.034.047 -49.025.207

Costi del personale 5 -2.035.619 -1.990.002

Ammortamenti e accantonamenti 6 -322.881 -365.909

Altre spese operative 7 -645.408 -1.204.288

Utile operativo 3.708.194 15.235.832

Quota di uti l i (perdite) di imprese partecipate 8 0 88.827

Proventi finanziari 9 37.785 146.469

Oneri finanziari 9 -524.692 -1.288.052

Totale gestione finanziaria 486.907- 1.052.756-

Utile prima delle imposte 3.221.286 14.183.076

Imposte del periodo 10 -1.694.568 -6.312.259

Utile netto dell’esercizio 1.526.718 7.870.816

2.02 Conto economico complessivo

euro 31-dic-15 31-dic-14

Utile / (perdita) netto del periodo 1.526.718 7.870.816

Componenti riclassificabili a conto economico

Fair value derivati , variazione del periodo 0 0

Effetto fiscale relativo alle altre componenti di conto economico

complessivo riclassificabili0 0

Componenti non riclassificabili a conto economico

Utile/(perdite) attuariali fondi benefici ai dipendenti 41.906 -85.407

Effetto fiscale relativo alle altre componenti di conto economico

complessivo non riclassificabili-15.516 27.335

Totale Utile / (perdita) complessivo del periodo 1.553.108 7.812.744


35

2.03 Situazione Patrimoniale-Finanziaria


ATTIVITA’

Attività non correnti

Attività Immateriali 11 5.061.742 5.462.303

Partecipazioni 12 0 12.082.348

Attività finanziarie 0 0

Attività fiscali differite 13 80.538 113.577

Totale attività non correnti 5.142.280 17.658.228

Attività correnti

Rimanenze 14 53.195.818 60.721.809

Crediti commercial i 15 348.255.544 285.488.250

Attività finanziarie 16 1.628.972 2.410.752

Strumenti finanziari – derivati 17 20.137.603 39.071.125

Attività per imposte correnti 18 279.173 1.086.196

Altre attività correnti 19 9.509.432 9.602.076

Disponibil ità l iquide e mezzi equivalenti 20 117 85

Totale attività correnti 433.006.659 398.380.294

TOTALE ATTIVITA' 438.148.939 416.038.522


PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA’

Capitale sociale e riserve 21

Capitale sociale 22.600.000 22.600.000

Riserve 4.585.628 4.165.686

Uti le (perdita) dell'esercizio 1.526.718 7.870.816

Totale patrimonio netto 28.712.346 34.636.503

Passività non correnti

Trattamento fine rapporto ed altri benefici 22 392.266 376.971

Fondi per rischi ed oneri 23 45.000 122.680

Totale passività non correnti 437.266 499.652

Passività correnti

Banche e finanziamenti – scadenti entro l'esercizio successivo 24 50.679.308 51.961.714

Debiti commerciali 25 330.387.473 278.860.972

Altre passività correnti 26 559.047 4.294.654

Strumenti finanziari – derivati 1 27.373.499 45.785.027

Totale passività correnti 408.999.327 380.902.368

TOTALE PASSIVITA' 409.436.593 381.402.020

TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA' 438.148.939 416.038.522


36

2.04 Rendiconto Finanziario

euro 2015 2014

Risultato ante imposte 3.221.286 14.183.076

Rettifiche per ricondurre l'utile netto al flusso di cassa da attività operative:

Ammortamenti e perdite di valore di immobil izzazioni immaterial i 400.562 400.562

Accantonamenti ai fondi -17.921 28.481

Dividendi 0 -88.827

(Proventi) / Oneri finanziari 486.908 1.141.583

(Plusvalenze) / Minusvalenze e altri elementi non monetari (inclusa valutazione

derivati su commodities) 521.995 4.780.108

Variazione fondi rischi e oneri -122.680 -1.692

Variazione fondi per benefici a dipendenti -7.941 -59.560

Totale cash flow da attività operativa, prima delle variazioni del capitale

circolante netto 4.482.209 20.383.731

(Incremento) / Decremento di rimanenze 7.525.991 -14.329.954

(Incremento) / Decremento di crediti commerciali -62.644.614 1.133.192

Incremento / (Decremento) di debiti commercial i 51.522.236 -13.882.349

Incremento / Decremento di altre attività/passività correnti -1.119.943 6.325.250

Variazione del capitale circolante netto -4.716.330 -20.753.861

Dividendi incassati 0 142.166

Interessi attivi e altri proventi finanziari incassati 37.785 146.469

Interessi passivi e altri oneri finanziari pagati -363.030 -1.264.915

Imposte (pagate) / incassate -3.393.043 -4.087.049

Disponibilità generate dall'attività operativa (a) -3.952.409 -5.433.459

Disinvestimenti in partecipazioni 12.082.348 1.499.236

(Investimenti) in partecipazioni 0 -1.350.722

(Incremento) / Decremento di altre attività d'investimento 781.781 -222.788

Disponibilità generate / (assorbite) dall'attività di investimento (b) 12.864.129 -74.274

Rimborsi e altre variazioni nette di debiti finanziari -1.434.412 13.272.720

Dividendi distribuiti -7.477.276 -7.765.242

Disponibilità generate / (assorbite) dall'attività di finanziamento (c) -8.911.688 5.507.478

Incremento / (Decremento) disponibilità liquide (a+b+c) 32 -255

Variazione della posizione finanziaria netta

Disponibil ità l iquide e mezzi equivalenti al l 'inizio dell'esercizio 85 340

Disponibil ità l iquide e mezzi equivalenti al la fine dell'esercizio 117 85


37

2.05 Prospetto delle variazioni del patrimonio netto

euro migliaiaCapitale

socialeRiserve

Utile dell’

esercizio

Patrimonio

netto

Saldo al 01 gennaio 2014 22.600.000 3.815.061 8.173.939 34.589.001

Utile dell 'esercizio 7.870.816 7.870.816

Altre componenti del risultato complessivo al 31 dicembre 2014 :

uti l i / (perdite) attuarial i fondi benefici ai dipendenti -58.072 -58.072

Totale Utile Complessivo dell'esercizio -58.072 7.870.816 7.812.744

Ripartizione dell ’uti le 2013 :

- dividendi distribuiti -7.765.242 -7.765.242

- destinazione a riserva 408.697 -408.697 0

Saldo al 31 dicembre 2014 22.600.000 4.165.686 7.870.816 34.636.503

Saldo al 01 gennaio 2015 22.600.000 4.165.686 7.870.816 34.636.503

Utile dell 'esercizio 1.526.718 1.526.718

Altre componenti del risultato complessivo al 31 dicembre 2015 :

uti l i / (perdite) attuarial i fondi benefici ai dipendenti 26.400 26.400

Totale Utile Complessivo dell'esercizio 26.400 1.526.718 1.553.118

Ripartizione dell ’uti le 2014 :

- dividendi distribuiti -7.477.274 -7.477.274

- destinazione a riserva 393.542 -393.542 0

Saldo al 31 dicembre 2015 22.600.000 4.585.628 1.526.718 28.712.346


38

2.06 Schemi di bilancio parti correlate

2.06.01 Conto economico – parti correlate

Conto Economico

Ricavi 1 1.796.372.657 3.716.110 1.062.421.597 1.066.137.707 59%

Altri ri ca vi operativi 2 490.622 6 483.202 483.208 98%

Consumi di ma terie prime e ma teria l i di

consumo (a l netto del la va riazione del le

rimanenze di materie prime e scorte)

3 -1.734.117.130 -216.115 -49.439.597 -49.655.712 3%

Costi per s ervizi 4 -56.034.047 -11.116.622 -63.116 -11.179.738 20%

Costi del personale 5 -2.035.619

Ammortamenti e a cca ntona menti 6 -322.881

Altre spese opera tive 7 -645.408 -3 -1.200 -1.203 0%

Utile operativo 3.708.194

Proventi fina nziari 9 37.785 25.426 25.426 67%

Oneri finanziari 9 -524.693 -381.228 -381.228 73%

Totale gestione finanziaria -486.908

Utile prima delle imposte 3.221.286

Imposte del periodo 10 -1.694.568

Utile netto dell’esercizio 1.526.718

di cui Correlate

Note 31/12/2014 A B C D Totale %

Conto Economico

Ricavi 1 1.434.358.313 3.589.649 5.000 971.211.634 974.806.283 68%

Altri ri ca vi operativi 2 423.707 412.000 412.000 97%

Consumi di ma terie prime e ma teria l i di

consumo (a l netto del la va riazione del le

rimanenze di materie prime e scorte)

3 -1.366.960.782 -884.532 -42.143.181 -43.027.713 3%

Costi per s ervizi 4 -49.025.207 -8.086.593 -406.456 -8.493.049 17%

Costi del personale 5 -1.990.002

Ammortamenti e a cca ntona menti 6 -365.909

Altre spese opera tive 7 -1.204.288 -1.200 -1.200 0%

Utile operativo 15.235.832

Quota di uti l i (perdi te) di impres e pa rtecipa te 8 88.827 88.827 88.827 100%

Proventi fina nziari 9 146.469 137.900 137.900 94%

Oneri finanziari 9 -1.288.052 -585.955 -585.955 45%

Totale gestione finanziaria -1.052.756

Utile prima delle imposte 14.183.076

Imposte del periodo 10 -6.312.259

Utile netto dell'esercizio 7.870.817

Legenda intestazione colonne parti correlate:

A controllanti B imprese controllate C imprese collegate D altre parti correlate


39

2.06.02 Situazione patrimoniale-finanziaria – parti correlate

euro di cui Correlate

note 31-dic-15 A B C D Totale %

ATTIVITA’


Attività Immaterial i 11 5.061.742

Partecipazioni 12 0

Attività fiscali differite 13 80.538

Totale attività non correnti 5.142.280

Attività correnti

Rimanenze 14 53.195.818

Crediti commercial i 15 348.255.544 1.076.033 254.414.539 255.490.572 73%

Attività finanziarie 16 1.628.972

Strumenti finanziari – derivati 17 20.137.603 12.408.635 12.408.635 62%

Attività per imposte correnti 18 279.173

Altre attività correnti 19 9.509.432 2.783.818 28.422 2.812.240 30%

Disponibil ità liquide e mezzi equivalenti 20 117

Totale attività correnti 433.006.659

TOTALE ATTIVITA' 438.148.939



ATTIVITA’


Attività Immaterial i 11 5.462.303

Partecipazioni 12 12.082.348 12.082.348 12.082.348 100%

Attività fiscali differite 13 113.577

Totale attività non correnti 17.658.228

Attività correnti

Rimanenze 14 60.721.809

Crediti commercial i 15 285.488.250 436.273 212.169.868 212.606.141 74%

Attività finanziarie 16 2.410.752


Attività per imposte correnti 18 1.086.196

Altre attività correnti 19 9.602.076 260.798 88.254 349.052 4%

Disponibil ità liquide e mezzi equivalenti 20 85

Totale attività correnti 398.380.294

TOTALE ATTIVITA' 416.038.522




40

euro




Capitale sociale 22.600.000

Riserve 4.585.628

Utile (perdita) dell 'esercizio 1.526.718

Totale patrimonio netto 28.712.346


Trattamento fine rapporto ed altri benefici 22 392.266

Fondi per rischi ed oneri 23 45.000

Totale passività non correnti 437.266

Passività correnti

Banche e finanziamenti – scadenti entro

l'esercizio successivo24 50.679.308 50.679.030 50.679.030 100%

Debiti commercial i 25 330.387.473 4.897.187 10.955.664 15.852.850 5%

Altre passività correnti 26 559.047 44.806 44.806 8%


Totale passività correnti 408.999.327

TOTALE PASSIVITA' 409.436.593

TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA' 438.148.939





Capitale sociale 22.600.000

Riserve 4.165.686

Utile (perdita) dell 'esercizio 7.870.816

Totale patrimonio netto 34.636.503


Trattamento fine rapporto ed altri benefici 23 376.971

Fondi per rischi ed oneri 24 122.680

Totale passività non correnti 499.652

Passività correnti

Banche e finanziamenti – scadenti entro

l'esercizio successivo26 51.961.714 50.610.715 50.610.715 97%

Debiti commercial i 27 278.860.972 1.369.140 18.592.713 19.961.853 7%

Altre passività correnti 28 4.294.654 123.081 123.081 3%


Totale passività correnti 380.902.368

TOTALE PASSIVITA' 381.402.020

TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA' 416.038.522

di cui Correlate




41

2.06.03 Rendiconto finanziario – parti correlate

euro 2015 di cui correlate 2014 di cui correlate

Risultato ante imposte 3.221.286 14.183.076

Rettifiche per ricondurre l'utile netto al flusso di cassa da attività operative:

Ammortamenti e perdite di valore di immobilizzazioni immateriali 400.562 400.562

Accantonamenti ai fondi -17.921 28.481

Dividendi 0 0 -88.827 -88.827(Proventi) / Oneri finanziari 486.908 1.141.583

(Plusvalenze) / Minusvalenze e altri elementi non monetari (inclusa

valutazione derivati su commodities) 521.995 -2.681.031 4.780.108 -5.607.933

Variazione fondi rischi e oneri -122.680 -1.692Variazione fondi per benefici a dipendenti -7.941 -59.560

Totale cash flow da attività operativa, prima delle variazioni del capitale

circolante netto 4.482.209 20.383.731

(Incremento) / Decremento di rimanenze 7.525.991 -14.329.954

(Incremento) / Decremento di crediti commerciali -62.644.614 -42.273.362 1.133.192 -5.696.725Incremento / (Decremento) di debiti commerciali 51.522.236 -4.107.862 -13.882.349 3.348.268

Incremento / Decremento di altre attività/passività correnti -1.119.943 -18.443 6.325.250 467.984

Variazione del capitale circolante netto -4.716.330 -20.753.861

Dividendi incassati 0 0 142.166 142.166Interessi attivi e altri proventi finanziari incassati 37.785 146.469

Interessi passivi e altri oneri finanziari pagati -363.030 -1.264.915

Imposte (pagate) / incassate -3.393.043 -4.087.049

Disponibilità generate dall'attività operativa (a) -3.952.409 -5.433.459

Investimenti in attività immateriali 0 0

Investimenti in imprese e rami aziendali al netto delle disponibil ità l iquide 0 0

Disinvestimenti in partecipazioni 12.082.348 12.082.348 1.499.236 1.499.236

(Investimenti) in partecipazioni 0 0 -1.350.722 -1.350.722(Incremento) / Decremento di altre attività d'investimento 781.781 -222.788

Disponibilità generate / (assorbite) dall'attività di investimento (b) 12.864.129 -74.274

Rimborsi e altre variazioni nette di debiti finanziari -1.434.412 68.314 13.272.720 11.921.957Dividendi distribuiti -7.477.276 -7.477.276 -7.765.242 -7.765.242

Disponibilità generate / (assorbite) dall'attività di finanziamento (c) -8.911.688 5.507.478

Incremento / (Decremento) disponibilità liquide (a+b+c) 32 -255

Variazione della posizione finanziaria netta

Disponibil ità l iquide e mezzi equivalenti all 'inizio dell 'esercizio 85 340

Disponibil ità l iquide e mezzi equivalenti alla fine dell 'esercizio 117 85


42

2.07 Note esplicative

Premessa

Hera Trading Srl (di seguito anche la “Società”) è la società controllata da Hera Spa responsabile

dell’approvvigionamento e della vendita all’ingrosso, sui mercati nazionali ed internazionali, di gas

naturale, energia elettrica, capacità di trasporto, titoli ambientali nonché della gestione operativa del

rischio cambio e commodity.

Si segnala che, con Assemblea del 14 dicembre 2012, la sede sociale è stata trasferita da Imola a

Trieste, via del Teatro n.5, a far data dal 1° gennaio 2013.

Come consentito dal D.Lgs 38/2005 pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale n. 66 del 21 marzo 2005 e in

applicazione del Regolamento Europeo (CE) n°1606/2002 del 19 luglio 2002, la Società ha optato in via

volontaria per la redazione del bilancio d’esercizio in conformità agli International Financial Reporting

Standards, emanati dall’International Accounting Standards Board (“IASB”), e adottati dall’Unione

Europea (“IFRS”).

Il presente bilancio al 31 dicembre 2015 è stato approvato dal Consiglio di Amministrazione del 18

marzo 2015.

Principi contabili e criteri di valutazione

Il presente bilancio al 31 dicembre 2015, costituito da conto economico, conto economico

complessivo, situazione patrimoniale-finanziaria, rendiconto finanziario, prospetto delle variazioni del

patrimonio netto e note esplicative, è stato predisposto in conformità ai Principi Contabili

Internazionali omologati dalla Commissione Europea, integrati dalle relative interpretazioni (Standing

Interpretations Committee – Sic e International Financial Reporting Interpretations Committee – Ifric)

emesse dall’International Accounting Standard Board - Iasb (di seguito congiuntamente “IFRS”).

Sono state predisposte le informazioni obbligatorie ritenute sufficienti a fornire una rappresentazione

veritiera e corretta della situazione patrimoniale e finanziaria della società, nonché del risultato

economico.

Le informazioni relative all’attività della società e i fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura

dell’esercizio sono illustrati nella relazione sulla gestione.

I dati del presente bilancio sono comparabili con i medesimi del precedente esercizio salvo quanto

diversamente indicato nelle note a commento delle singole voci.


43

Schemi di bilancio

Gli schemi utilizzati sono i medesimi già applicati nella chiusura di bilancio del 31 dicembre 2014.

Lo schema utilizzato per il conto economico è “a scalare” con le singole voci analizzate per natura. Si

ritiene che tale esposizione, seguita anche dai principali competitor ed in linea con la prassi

internazionale, sia quella che meglio rappresenta i risultati aziendali.

Il Conto economico complessivo viene presentato, come consentito dallo Ias 1 revised, in un

documento separato rispetto al Conto economico, distinguendo fra componenti riclassificabili e non

riclassificabili a conto economico. Le altre componenti del Conto economico complessivo sono

evidenziate in modo separato anche nel Prospetto delle variazioni di patrimonio netto.

Lo schema della Situazione patrimoniale-finanziaria evidenzia la distinzione tra attività e passività,

correnti e non correnti.

Il rendiconto finanziario è redatto secondo il metodo indiretto, come consentito dallo Ias 7.

Il principio generale adottato nella predisposizione del presente bilancio è quello del costo, ad

eccezione delle attività e passività finanziarie, quali gli strumenti finanziari e i contratti futuri su titoli

ambientali, valutati a fair value.

La preparazione del bilancio ha richiesto l’uso di stime da parte del management; le principali aree

caratterizzate da valutazioni ed assunzioni di particolare significatività unitamente a quelle con effetti

rilevanti sulle situazioni presentate sono riportate nel paragrafo “Stime e valutazioni significative”.

Il presente bilancio è redatto in euro. I prospetti contabili della situazione patrimoniale-finanziaria, di

conto economico, di conto economico complessivo, del prospetto delle variazioni del patrimonio netto

ed il rendiconto finanziario sono espressi in unità di euro. I dati inseriti nelle note esplicative e nel

prospetto delle variazioni del patrimonio netto sono espressi in migliaia di euro, tranne quando

diversamente indicato.

Criteri di valutazione

I criteri e principi adottati sono di seguito riportati.

Attività immateriali – Sono rilevate contabilmente le attività immateriali identificabili e controllabili, il

cui costo può essere determinato attendibilmente nel presupposto che tali attività generino benefici

economici futuri. Tali attività sono rilevate al costo d’acquisto e, qualora a vita utile definita, sono

ammortizzate sistematicamente dal momento in cui l’attività è disponibile all’uso ed in relazione alla

residua possibilità di utilizzazione della stessa, ossia sulla base della stimata vita utile.


44

La vita utile stimata dalla Società per le varie categorie di attività immateriali è di seguito riportata:

Concessioni e licenze 5 anni

Altre immobilizzazioni immateriali 5 anni (*)

(*) I diritti di passaggio, classificati nelle Altre immobilizzazioni immateriali, sono ammortizzati in base

alla durata contrattuale del diritto stesso.

La Società non detiene attività immateriali a vita utile indefinita.

Perdite di valore – Impairment - Ad ogni data di fine esercizio e comunque quando eventi o

cambiamenti di situazione indicano che il valore di carico non può essere recuperato, la Società prende

in considerazione il valore contabile delle attività immateriali e delle partecipazioni per determinare se

vi siano indicazioni che tali attività abbiano subito riduzioni di valore. Qualora vi siano indicazioni in tal

senso viene stimato l’ammontare recuperabile di tali attività per determinare l’importo della

svalutazione. L’ammontare recuperabile è il maggiore fra il fair value dedotti i costi di vendita ed il

valore d’uso. Dove non è possibile stimare il valore recuperabile di un’attività individualmente, la

Società effettua la stima del valore recuperabile della unità generatrice di flussi finanziari cui l’attività

appartiene. I flussi di cassa futuri sono attualizzati ad un tasso di sconto (al netto delle imposte) che

riflette la valutazione corrente del mercato e tiene conto dei rischi connessi alla specifica attività

aziendale.

Se l’ammontare recuperabile di un’attività (o di un’unità generatrice di flussi finanziari) si stima essere

inferiore rispetto al relativo valore contabile, il valore contabile dell’attività è ridotto al minor valore

recuperabile e la perdita di valore è rilevata nel conto economico. Quando una svalutazione non ha più

ragione di essere mantenuta, il valore contabile dell’attività (o dell’unità generatrice di flussi finanziari)

è incrementato al nuovo valore derivante dalla stima del suo valore recuperabile, ma non oltre il

valore netto di carico che l’attività avrebbe avuto se non fosse stata effettuata la svalutazione per

perdita di valore. Il ripristino del valore è imputato al conto economico.

Partecipazioni – Al 31 dicembre 2015 la Società non detiene partecipazioni avendole cedute nel corso

dell’esercizio.

Partecipazioni in imprese controllate - Una controllata è un’impresa nella quale la società è in grado di

esercitare il controllo. Il controllo viene esercitato quando un’impresa è esposta o ha il diritto a

partecipare ai risultati (positivi e negativi) della partecipata e se è in grado di esercitare il suo potere

per influenzarne i risultati economici.

Partecipazioni in imprese collegate - Una collegata è un’impresa nella quale la società è in grado di

esercitare un’influenza significativa, ma non il controllo, attraverso la partecipazione alle decisioni sulle

politiche finanziarie e operative della partecipata. Risultano ivi incluse anche le imprese a controllo

congiunto.


45

Le partecipazioni in imprese controllate e nelle imprese collegate sono rilevate al costo rettificato in

presenza di perdite di valore per adeguarlo al relativo valore recuperabile, secondo quanto stabilito

dallo Ias 36 - riduzione di valore di attività. Quando successivamente tale perdita viene meno o si

riduce, il valore contabile è incrementato sino alla nuova stima del valore recuperabile, che non può

comunque eccedere il costo originario. Il ripristino di valore è iscritto al conto economico.

Qualora l’eventuale quota di pertinenza della società delle perdite della partecipata ecceda il valore

contabile della partecipazione, si procede ad azzerare il valore della partecipazione e la quota delle

ulteriori perdite è rilevata come fondo nel passivo nel caso in cui la società ha l’obbligo di risponderne.

I dividendi ricevuti sono riconosciuti a conto economico, nel momento in cui è stabilito il diritto a

riceverne il pagamento.

Altre partecipazioni – Le altre partecipazioni e i titoli appartengono alla categoria prevista dallo Ias 39

“attività finanziarie disponibili per la negoziazione”. Sono costituite da strumenti rappresentativi di

patrimonio netto e sono valutati al fair value con imputazione al conto economico complessivo.

Quando il prezzo di mercato, o il fair value, risultano indeterminabili sono valutate al costo che può

essere rettificato in presenza di perdite di valore. Qualora vengano meno i motivi delle svalutazioni

effettuate, le partecipazioni valutate al costo sono rivalutate nei limiti delle svalutazioni effettuate con

imputazione dell’effetto a conto economico, o al conto economico complessivo nel caso di

partecipazioni disponibili per la vendita. Il rischio derivante da eventuali perdite eccedenti il valore di

carico della partecipazione è rilevato in un apposito fondo nella misura in cui la partecipante è

impegnata ad adempiere a obbligazioni legali o implicite nei confronti dell’impresa partecipata o

comunque a coprire le sue perdite.

Certificati Ambientali – Il Gruppo Hera è soggetto alle diverse normative emanate in ambito

ambientale (Direttiva 2003/87/CE – Emission Trading; D.M. 24/05 ss.mm.ii. – Certificati Verdi; D.M.

20/07/04 – Titoli Efficienza Energetica) che prevedono il rispetto dei vincoli prefissati attraverso

l’utilizzo di certificati o titoli. Il Gruppo è quindi tenuto a soddisfare un fabbisogno in termini di

certificati grigi (emission trading), certificati verdi e certificati bianchi (titoli di efficienza energetica).

Lo sviluppo dei mercati sui quali questi titoli/certificati sono trattati ha permesso l’avvio di un’attività

di trading, la cui gestione è stata principalmente demandata, all’interno del Gruppo, alla società Hera

Trading Srl.

Poiché lo scopo preminente della Società è quello di effettuare operazioni con finalità di trading, i

certificati/titoli ambientali sono trattati quali “attività destinate alla negoziazione” e, in quanto tali,

valutati al fair value, con conseguente rilevazione delle relative variazioni di valore a conto economico.

Crediti commerciali – I crediti commerciali sono valutati al costo ammortizzato rettificato per perdite

di valore. Le attività finanziarie sono rilevate e stornate dal bilancio sulla base della data di

negoziazione; inoltre tali attività sono stornate in caso di cessione che trasferisca a terzi tutti i rischi e

benefici connessi alla loro gestione.


46

Rimanenze - Le rimanenze sono iscritte al minore tra il costo d’acquisto, comprensivo degli oneri

accessori di diretta imputazione ed il presumibile valore netto di realizzo. Il costo è determinato

secondo il metodo del costo medio ponderato. Il valore netto di realizzo è determinato in base ai costi

correnti delle scorte alla chiusura dell’esercizio meno i costi stimati necessari per realizzare la vendita.

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti – La voce relativa alle disponibilità liquide e mezzi equivalenti

include cassa e conti correnti bancari e depositi rimborsabili a domanda ed altri investimenti finanziari

a breve termine ad elevata liquidità che sono prontamente convertibili in cassa e sono soggetti ad un

rischio non significativo di variazione di valore.

Passività finanziarie – Le passività finanziarie sono inizialmente rilevate al costo, corrispondente al fair

value della passività, al netto dei costi di transazione che sono direttamente attribuibili all’emissione

della passività stessa. A seguito della rilevazione iniziale, ad eccezione degli strumenti finanziari

derivati, sono valutate con il criterio del costo ammortizzato utilizzando il metodo del tasso d’interesse

effettivo originale.

Trattamento di fine rapporto e altri benefici – Le passività relative ai programmi a benefici definiti

(quali il tfr per la quota maturata ante il 1° gennaio 2007) sono determinate al netto delle eventuali

attività al servizio del piano sulla base di ipotesi attuariali e per competenza, coerentemente alle

prestazioni di lavoro necessarie per l’ottenimento dei benefici; la valutazione della passività è

verificata da attuari indipendenti. Il valore degli utili e delle perdite attuariali è iscritto tra le altre

componenti del Conto economico complessivo. A seguito della Legge Finanziaria del 27 dicembre 2006

n. 296, per le società con più di 50 dipendenti per le quote maturate a far data dal 1° gennaio 2007, il

tfr si configura come piano a contributi definiti.

Fondi per rischi e oneri – I fondi per rischi ed oneri comprendono gli accantonamenti iscritti in bilancio

sulla base di obbligazioni presenti (quale risultato di eventi passati) in relazione alle quali la Società si

ritiene probabile che debba far fronte. Gli accantonamenti sono stanziati, sulla base della miglior stima

dei costi richiesti per far fronte all’adempimento, alla data di bilancio nel presupposto che vi siano

sufficienti elementi per poter effettuare tale stima, e sono attualizzati quando l’effetto è significativo e

si dispone delle necessarie informazioni. In tal caso gli accantonamenti sono determinati attualizzando

i flussi di cassa futuri ad un tasso di sconto ante imposte che riflette la valutazione corrente del

mercato e tiene conto dei rischi connessi all’attività aziendale. Quando si da corso all'attualizzazione,

l'incremento dell'accantonamento dovuto al trascorrere del tempo è rilevato tra gli oneri finanziari.

Debiti commerciali - Si riferiscono a rapporti commerciali di fornitura e sono rilevati al costo

ammortizzato.

Altre passività correnti – Si riferiscono a rapporti di varia natura e sono iscritte al valore nominale,

corrispondente al costo ammortizzato, salvo i contratti aventi ad oggetto i certificati/titoli ambientali,

valutati a fair value.


47

Strumenti finanziari derivati – La società sottoscrive strumenti derivati, principalmente su

commodities, in relazione alla propria attività commerciale.

Le operazioni che, nel rispetto delle politiche di gestione del rischio, soddisfano i requisiti previsti dai

principi contabili internazionali per il trattamento in hedge accounting sono designate “di copertura”

(contabilizzate nei termini di seguito indicati), mentre quelle che, pur essendo poste in essere con

l’intento gestionale di copertura, non soddisfano i requisiti richiesti dai principi contabili internazionali

sono classificate insieme a quelle di “trading”. In questo caso, le variazioni di fair value degli strumenti

derivati sono rilevate a conto economico nel periodo in cui si determinano. Il fair value è determinato

in base al valore di mercato di riferimento. Sebbene le operazioni sottoscritte dalla Società siano

sostanzialmente poste in essere con finalità di copertura, al fine di realizzare ogni possibile sinergia e

diminuire i costi di gestione connessi, la pratica attuazione delle medesime viene realizzata attraverso

la destrutturazione degli indici inclusi nei contratti sottostanti e la loro riaggregazione per singola

tipologia ed esposizione netta verso l’esterno. Da ciò ne deriva che, nella maggior parte dei casi, si

perda la diretta correlazione delle operazioni di copertura con i relativi sottostanti, determinando la

non conformità delle stesse ai criteri definiti dal principio Ias 39 per effettuarne il trattamento

contabile in hedge accounting.

Ai fini della contabilizzazione, le operazioni di copertura sono classificate come fair value hedge se

sono a fronte del rischio di variazione nel valore di mercato dell’attività o della passività sottostante.

Per quanto riguarda gli strumenti derivati classificati come fair value hedge che rispettano le condizioni

per il trattamento contabile quali operazioni di copertura, gli utili e le perdite derivanti dalla

determinazione del loro valore di mercato sono imputati a conto economico. A conto economico sono

anche imputati gli utili e le perdite derivanti dall’adeguamento a fair value dell’elemento sottostante

alla copertura.

Le variazioni di fair value dei derivati designati come cash flow hedge e che si qualificano come tali

vengono rilevate, limitatamente alla sola quota “efficace”, nel conto economico complessivo e

classificati in una specifica riserva di patrimonio netto (“riserva da cash flow hedge”), che viene

successivamente riversata a conto economico al momento della manifestazione economica del

sottostante oggetto di copertura. La variazione di fair value riferibile alla porzione inefficace viene

immediatamente rilevata al conto economico di periodo. Qualora il verificarsi della operazione

sottostante non sia più considerata altamente probabile, o non sia più dimostrabile la relazione di

copertura, la corrispondente quota della “riserva da cash flow hedge” viene immediatamente riversata

a conto economico. Qualora, invece, lo strumento derivato sia ceduto e pertanto non si qualifichi più

come efficace copertura del rischio a fronte del quale l’operazione era stata accesa, la quota di “riserva

da cash flow hedge” ad esso relativa viene mantenuta sino a quando non si manifestano gli effetti

economici del contratto sottostante.

Gli eventuali derivati incorporati in attività/passività finanziarie sono scorporati e valutati

autonomamente al fair value, tranne i casi in cui, come previsto dallo Ias 39, il prezzo di esercizio del

derivato alla data di accensione approssima il valore determinato sulla base del costo ammortizzato


48

dell’attività/passività di riferimento. In tal caso la valutazione del derivato incorporato è assorbita in

quella dell’attività/passività finanziaria.

Riconoscimento dei ricavi e dei costi - I ricavi e proventi sono iscritti al fair value del corrispettivo

ricevuto, al netto di resi, sconti e abbuoni, nonché delle imposte direttamente connesse con la vendita

dei prodotti e la prestazione dei servizi.

In particolare:

• i ricavi per vendita di energia e gas sono riconosciuti e contabilizzati al momento

dell’erogazione e comprendono lo stanziamento per erogazioni effettuate ma non ancora

fatturate;

• i ricavi per prestazioni di servizi sono riconosciuti sulla base dell’avvenuta prestazione, in

accordo con i relativi contratti;

• i ricavi per vendita di beni sono riconosciuti nel momento in cui la Società trasferisce

all’acquirente rischi e benefici significativi connessi alla proprietà del bene.

I costi sono contabilizzati secondo il principio della competenza.

Proventi ed oneri finanziari – I proventi ed oneri finanziari sono rilevati in base al principio della

competenza.

I dividendi sono riconosciuti a conto economico, nel momento in cui è stabilito il diritto a riceverne il

pagamento.

Imposte sul reddito dell’esercizio - Le imposte sul reddito dell’esercizio rappresentano la somma delle

imposte correnti e differite. Le imposte correnti sono basate sul risultato imponibile dell’esercizio. Il

reddito imponibile differisce dal risultato riportato nel Conto economico poiché esclude componenti

positivi e negativi che saranno tassabili o deducibili in altri esercizi ed esclude inoltre voci che non

saranno mai tassabili o deducibili. Le “Passività per imposte correnti” sono calcolate utilizzando

aliquote vigenti alla data del bilancio.

Nella determinazione delle imposte di esercizio, il Gruppo ha tenuto in debita considerazione gli effetti

derivanti dalla riforma fiscale Ias introdotta dalla legge n. 244 del 24 dicembre 2007 ed in particolare il

rafforzato principio di derivazione statuito dall'art. 83 del Tuir che ora prevede che per i soggetti che

applicano i principi contabili internazionali valgano, anche in deroga alle disposizioni del Tuir, “i criteri

di qualificazione, imputazione temporale e classificazione in bilancio previsti da detti principi

contabili”.

Le imposte differite sono calcolate con riguardo alle differenze temporanee nella tassazione e sono

iscritte alla voce “Passività fiscali differite”. Le imposte differite attive vengono rilevate nella misura in

cui si ritiene probabile l’esistenza, negli esercizi in cui si riverseranno le relative differenze temporanee,

di un reddito imponibile almeno pari all’ammontare delle differenze che si andranno ad annullare.


49

Le imposte differite e anticipate sono determinate sulla base delle aliquote fiscali che si prevede

saranno applicabili nell’esercizio nel quale sarà realizzata l’attività fiscale o sarà estinta la passività

fiscale, sulla base delle aliquote fiscali stabilite da provvedimenti in vigore o sostanzialmente in vigore

alla data di riferimento del bilancio. Tali variazioni sono imputate a Conto economico o a patrimonio

netto, in relazione all’imputazione effettuata all’origine della differenza di riferimento.

Criteri di conversione delle poste in valuta estera – Le transazioni in valuta estera sono rilevate,

inizialmente, al tasso di cambio in essere alla data dell’operazione. Le attività e le passività in valuta, ad

eccezione delle immobilizzazioni, sono iscritte al cambio di riferimento alla data di chiusura

dell'esercizio ed i relativi utili e perdite su cambi sono imputati regolarmente al conto economico;

l'eventuale utile netto che dovesse sorgere viene accantonato in un’apposita riserva non distribuibile

fino alla data di realizzo.

Operazioni con parti correlate - Le operazioni con parti correlate avvengono alle normali condizioni di

mercato, nel rispetto dei criteri di efficienza ed economicità.

Gerarchia del Fair Value

L’Ifrs 7 richiede di classificare gli strumenti finanziari valutati al fair value in una gerarchia di tre livelli

sulla base delle modalità di determinazione del fair value stesso, ovvero con riferimento ai fattori

utilizzati nel processo di determinazione del valore:

livello 1, strumenti finanziari il cui fair value è determinato sulla base di un prezzo quotato in un

mercato attivo;

livello 2, strumenti finanziari il cui fair value è determinato mediante tecniche di valutazione che

utilizzano parametri osservabili direttamente o indirettamente sul mercato. Sono classificati in questa

categoria gli strumenti valutati sulla base di curve forward di mercato e i contratti differenziali a breve

termine;

livello 3, strumenti finanziari il cui fair value è determinato con tecniche di valutazione che prendono a

riferimento parametri non osservabili sul mercato, ovvero facendo esclusivamente ricorso a stime

interne.

Stime e valutazioni significative

La predisposizione del bilancio d’esercizio e delle relative note richiede l’uso di stime e valutazioni da

parte degli amministratori, con effetto sui valori di bilancio, basate su dati storici e sulle aspettative di

eventi puntuali che ragionevolmente si verificheranno in base alle attuali informazioni conosciute. Tali

stime, per definizione, approssimano quelli che saranno i dati a consuntivo. Sono pertanto di seguito

indicate le principali aree caratterizzate da valutazioni ed assunzioni, che potrebbero comportare

variazioni nei valori delle attività e passività entro l’esercizio successivo. Sono indicati in particolare la

natura di tali stime ed i presupposti per la loro elaborazione, con l’indicazione dei valori contabili di

riferimento.


50

Accantonamenti per rischi - Tali accantonamenti sono effettuati adottando le medesime procedure

dei precedenti esercizi facendo riferimento a comunicazioni aggiornate dei legali e dei consulenti che

seguono le vertenze, nonché sulla base degli sviluppi procedurali delle stesse.

Rilevazione dei ricavi - I ricavi per vendita di energia elettrica e gas sono riconosciuti e contabilizzati

sulla base della stima delle quantità erogate e dei relativi contratti sottostanti.

Attività fiscali differite - La contabilizzazione delle imposte anticipate è effettuata sulla base delle

aspettative di un imponibile fiscale negli esercizi futuri. La valutazione degli imponibili attesi ai fini

della contabilizzazione delle imposte anticipate dipende da fattori che possono variare nel tempo e

determinare effetti significativi sulla recuperabilità dei crediti per imposte anticipate.

Ammortamenti - Gli ammortamenti sono calcolati in base alla vita utile del bene. La vita utile è

determinata dalla Direzione al momento dell’iscrizione del bene nel bilancio; le valutazioni circa la

durata della vita utile si basano sull’esperienza storica, sulle condizioni di mercato e sulle aspettative di

eventi futuri che potrebbero incidere sulla vita utile stessa, compresi i cambiamenti tecnologici. Di

conseguenza, è possibile che la vita utile effettiva possa differire dalla vita utile stimata.

Strumenti finanziari derivati – Il fair value degli strumenti finanziari, sia su tassi di interesse sia su tassi

di cambio, è desunto da quotazioni di mercato; in assenza di prezzi quotati in mercati attivi si utilizza il

metodo dell’attualizzazione dei flussi di cassa futuri prendendo a riferimento parametri osservabili sul

mercato. I fair value dei contratti derivati su commodity sono determinati utilizzando input

direttamente osservabili sul mercato laddove disponibili. La metodologia di calcolo del fair value degli

strumenti in oggetto include la valutazione del non-performance risk se ritenuta rilevante. Tutti i

contatti derivati stipulati dal Gruppo sono in essere con primarie controparti istituzionali.

Gestione dei rischi

Rischio di credito - I mercati di riferimenti sono quello italiano ed europeo. Le attività sono rilevate in

bilancio al netto delle svalutazioni calcolate sulla base del rischio di inadempienza delle controparti,

tenuto conto delle informazioni disponibili sulla solvibilità, oltre che dei dati storici.

Rischio di liquidità - Il rischio di liquidità cui è soggetta Hera Trading Srl può sorgere dalle difficoltà ad

ottenere finanziamenti a supporto delle attività operative nella giusta tempistica mediante

l’intermediazione della capogruppo Hera Spa. I flussi di cassa, le necessità di finanziamento e la

liquidità delle società del Gruppo sono infatti monitorati e gestiti centralmente sotto il controllo della

tesoreria di Gruppo, con l’obiettivo di garantire un’efficace ed efficiente gestione delle risorse

finanziarie.

Rischio di cambio e rischio del tasso di interesse - Hera Trading Srl è soggetta al rischio di cambio,

anche se in misura limitata, essenzialmente per i contratti stipulati con riferimento ad indici


51

internazionali relativi a commodities espressi in valuta diversa dall’euro. E’ prassi aziendale effettuare

coperture del rischio cambio, mediante appositi strumenti derivati. Per quanto concerne il rischio di

tasso di interesse, Hera Trading Srl soddisfa i suoi fabbisogni finanziari mediante la tesoreria

centralizzata di Gruppo, senza applicazione di interessi.

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

A partire dal 1° gennaio 2015 risulta applicabile obbligatoriamente il seguente principio emanato dallo

Iasb e recepito dall’Unione Europea:

Ifric 21 – Tributi (Regolamento 634/2014). Interpretazione emessa dall’Ifrs IC il 20 maggio 2013 ed

applicabile retroattivamente a partire dagli esercizi che iniziano il 17 giugno 2014 o successivamente.

L’interpretazione è stata emanata per identificare la modalità di contabilizzazione dei levies (i.e.

tributi), vale a dire pagamenti ad un ente governativo per i quali l’entità non riceve specifici beni o

servizi. Il documento identifica diverse tipologie di tributi chiarendo quale evento fa sorgere

l’obbligazione che determina a sua volta, ai sensi dello Ias 37, la contabilizzazione di una passività.

Non si sono rilevati effetti sul bilancio della Società a seguito dell’applicazione delle modifiche

introdotte.

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

applicabili e non adottati in via anticipata dalla Società

A partire dal 1° gennaio 2016 risulteranno applicabili obbligatoriamente i seguenti principi contabili e

modifiche di principi contabili, avendo anch’essi già concluso il processo di endorsement comunitario:

Modifiche allo Ias 19 – Benefici a dipendenti: Piani a benefici definiti contributi dei dipendenti

(Regolamento 29/2015). Documento emesso dallo Iasb in data 21 novembre 2013, applicabile a partire

dagli esercizi che iniziano il 1° luglio 2014. L'obiettivo delle modifiche è quello di semplificare la

contabilizzazione dei contributi che sono indipendenti dal numero di anni di servizio dei dipendenti,

quali ad esempio i contributi dei dipendenti che vengono calcolati in base a una percentuale fissa dello

stipendio.

In data 12 dicembre 2013 l'International Accounting Standards Board (Iasb) ha pubblicato il

documento “Miglioramenti agli International Financial Reporting Standard (2010-2012 Cycle)”,

successivamente adottato dall’Unione Europea con il Regolamento 28/2015. Tali miglioramenti,

applicabili dagli esercizi che hanno inizio dal 1° luglio 2014 o data successiva, comprendono modifiche

ai seguenti principi contabili internazionali esistenti:


52

• Improvement Ifrs 2 – Pagamenti basati su azioni: Definizione di vesting condition. Vengono

modificate le definizioni di vesting condition e di market condition ed introdotte le nuove

definizioni di performance condition e service condition.

• Improvement Ifrs 3 – Aggregazioni aziendali: Contabilizzazione dei corrispettivi potenziali.

Viene chiarito che un corrispettivo potenziale (c.d. contingent consideration) in sede di

business combination classificato come un’attività o una passività deve essere valutato al fair

value a ogni data di chiusura dell’esercizio, indipendentemente dal fatto che sia uno

strumento finanziario disciplinato dall’’Ifrs 9 o dallo Ias 39 oppure un’attività o passività non-

finanziaria.

• Improvement Ifrs 8 – Segmenti operativi: Aggregazione di segmenti operativi. Le modifiche

richiedono che venga fornita informativa circa le valutazioni effettuate dal management nel

processo di aggregazione dei segmenti operativi.

• Improvement Ifrs 8 – Segmenti operativi: Riconciliazione del totale attività dei segmenti

operativi e totale attività dell’entità. La modifica richiede che la riconciliazione in oggetto deve

essere obbligatoriamente fornita solo nel caso in cui il totale delle attività dei segmenti

operativi venga regolarmente fornito al management.

• Improvement Ifrs 13 – Valutazione al fair value: Crediti e Debiti commerciali a breve termine.

Il miglioramento chiarisce che l’introduzione dell’Ifrs 13 non modifica la possibilità di

contabilizzare i crediti e debiti commerciali a breve senza procedere all’attualizzazione,

qualora tali effetti non siano significativi.

• Improvement Ias 16 – Immobili, impianti e macchinari e Improvement Ias 38 – Attività

immateriali: Modello della rideterminazione del valore. Le modifiche eliminano alcune

incoerenze nella rilevazione dei fondi ammortamento quando un’attività materiale o

intangibile è oggetto di rivalutazione. In particolare viene chiarito che il valore contabile lordo

deve essere adeguato coerentemente alla rivalutazione del valore netto dell’attività e che il

fondo ammortamento risulti pari alla differenza tra il valore lordo ed il valore netto sottratte le

perdite di valore rilevate in precedenza.

• Improvement Ias 24 – Parti correlate: Dirigenti con responsabilità strategiche. Vengono

chiarite alcune disposizioni nell’identificazione delle parti correlate e all’informativa da fornire

con riferimento ai dirigenti strategici.

In data 12 dicembre 2013 l'International Accounting Standards Board (Iasb) ha pubblicato il



applicabili dagli esercizi che hanno inizio dal 1° luglio 2014 o data successiva, comprendono modifiche

ai seguenti principi contabili internazionali esistenti:

• Improvement Ifrs 1 – Prima adozione degli Ifrs: Significato di Ifrs in vigore. La modifica

chiarisce che in sede di prima adozione degli Ifrs, in alternativa all’applicazione di un principio

in vigore alla data di transizione, si può optare per l’applicazione anticipata di un nuovo

principio destinato a sostituire il principio in vigore.


53

• Improvement Ifrs 3 – Aggregazioni aziendali: Ambito di applicazione per le joint venture. Il

miglioramento chiarisce l’esclusione dall’ambito di applicazione dell’Ifrs 3 di tutte le tipologie

di joint arrangement.

• Improvement Ifrs 13 – Valutazione al fair value: Eccezione nella valutazione del fair value di un

gruppo di attività e passività (par. 52). La modifica chiarisce che la possibilità di valutare al fair

value un gruppo di attività e passività si riferisce anche a contratti nell’ambito di applicazione

dello Ias 39 (o dell’Ifrs 9), ma che non soddisfano la definizione di attività e passività finanziarie

fornita dallo Ias 32 (ad esempio come i contratti per l’acquisto e vendita di commodity che

possono essere regolati in denaro per il loro valore netto).

• Improvement Ias 40 – Investimenti immobiliari (Interrelazione tra Ifrs 3 e Ias 40). Viene

chiarito che, per determinare se l’acquisto di una proprietà immobiliare rientri nell’ambito di

applicazione dell’Ifrs 3, occorre far riferimento alle disposizioni dell’Ifrs 3, mentre per

determinare se l’acquisto rientri nell’ambito dello Ias 40 occorre far riferimento alle specifiche

indicazioni di tale principio.

Modifiche all’Ifrs 11 – Accordi congiunti: acquisto di una joint operation (Regolamento 2173/2015).

Modifiche emesse dallo Iasb in data 6 maggio 2014 e applicabili a partire dagli esercizi che iniziano il 1°

gennaio 2016, con applicazione anticipata consentita. Il documento stabilisce che i principi contenuti

nell’Ifrs 3 – Aggregazioni aziendali relativi alla rilevazione degli effetti di una business combination

debbano essere applicati per rilevare l’acquisizione di una joint operation la cui attività è

rappresentata da un business.

Modifiche a Ias 16 e Ias 38 – Chiarimenti sui metodi accettabili di svalutazione e ammortamento

(Regolamento 2231/2015). Modifiche emesse dallo Iasb in data 12 maggio 2014 e applicabili a partire

dagli esercizi che iniziano il 1° gennaio 2016. Il documento precisa che, eccetto in alcune limitate

circostanze, un metodo di ammortamento correlato ai ricavi non può essere considerato accettabile

sia per le immobilizzazioni materiali sia per le attività immateriali.

Modifiche a Ias 16 e Ias 41 – Piante da frutto (Regolamento 2113/2015). Modifiche emesse dallo Iasb

in data 30 giugno 2014 e applicabili a partire dagli esercizi che iniziano il 1° gennaio 2016. Il

documento prevede che per alcune tipologie specifiche di attività biologiche (piante da frutto) il

trattamento contabile deve essere quello previsto dallo Ias 16.

Modifiche allo Ias 27 – Bilancio separato (Regolamento 2441/2015). Documento emesso dallo Iasb in

data 12 agosto 2014. Le modifiche, applicabili a partire dagli esercizi che iniziano il 1° gennaio 2016,

consentono di utilizzare il metodo del patrimonio netto per la contabilizzazione delle partecipazioni in

controllate, collegate e joint venture nel bilancio separato. L’obiettivo è quello di ridurre la complessità

di gestione ed i relativi costi per le società che operano in ordinamenti giuridici dove i principi Ifrs sono

applicabili anche ai bilanci separati.

In data 25 settembre 2014 l’International Accounting Standards Board (Iasb) ha pubblicato il



54


applicabili dagli esercizi che hanno inizio dal 1° gennaio 2016 o data successiva, comprendono

modifiche ai seguenti principi contabili internazionali esistenti:

• Improvement Ifrs 5 – Attività non correnti possedute per la vendita e attività operative

cessate: variazioni dei programmi di dismissione. La modifica stabilisce delle linee guida da

seguire nel caso in cui un’entità riclassifichi un asset (o un gruppo in dismissione) dalla

categoria held for sale alla categoria held for distribution (o viceversa), o quando vengano

meno i requisiti di classificazione di un’attività come held for distribution.

• Improvement Ifrs 7 – Strumenti finanziari: informazioni integrative. Il documento disciplina

l’introduzione di ulteriori linee guida per chiarire se un c.d. servicing contract costituisce un

coinvolgimento residuo in un’attività trasferita ai fini dell’informativa richiesta. Inoltre,

relativamente alla compensazione tra attività e passività finanziarie, il documento chiarisce

che l’informativa non è esplicitamente richiesta per tutti i bilanci intermedi. Tuttavia, tale

informativa potrebbe essere necessaria per rispettare i requisiti previsti dallo Ias 34, nel caso si

tratti di un’informazione significativa.

• Improvement Ias 19 – Benefici per i dipendenti: problematiche relative al tasso di sconto. Il

documento introduce delle modifiche allo Ias 19 al fine di chiarire che gli high quality

corporate bonds utilizzati per determinare il tasso di sconto dei benefici successivi dovrebbero

essere emessi nella stessa valuta utilizzata per il pagamento dei benefici. Le modifiche

precisano che l’ampiezza del mercato dei high quality corporate bonds da considerare sia

quella a livello di valuta.

• Improvement Ias 34 – Bilanci intermedi: collocazione delle informazioni integrative. Il

documento introduce delle modifiche al fine di chiarire i requisiti nel caso in cui l’informativa

richiesta è presentata nel report infrannuale, ma al di fuori delle sezioni del bilancio. La

modifica precisa che tale informativa venga inclusa attraverso dei riferimenti incrociati tra i

due documenti, purché entrambi siano disponibili ai lettori del bilancio nella stessa modalità e

con gli stessi tempi.

Modifiche allo Ias 1 – Presentazione del bilancio (Regolamento 2406/2015). Documento emesso dallo

Iasb in data 18 dicembre 2014. Le modifiche, applicabili a partire dagli esercizi che iniziano il 1° gennaio

2016, hanno l’obiettivo di rendere più chiara ed intellegibile la redazione del bilancio. Le modifiche

introdotte riguardano:

• materialità e aggregazione - viene chiarito che non devono essere oscurate informazioni

mediante l’aggregazione o la disaggregazione e che il concetto di materialità si applica agli

schemi di bilancio, alle note illustrative e agli specifici requisiti di informativa previsti dai singoli

Ifrs. Viene chiarito che l’informativa richiesta specificatamente dagli Ifrs è da fornire solo se

l’informazione è materiale;

• prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria e prospetto di conto economico

complessivo - si chiarisce che l’elenco di voci specificate dallo Ias 1 per tali prospetti può

essere disaggregato e aggregato a seconda dei casi. Vengono inoltre fornite linee guida

sull’uso di subtotali all’interno dei prospetti;


55

• presentazione delle altre componenti del conto economico complessivo (OCI: Other

Comprehensive Income) - viene chiarito che la quota di OCI di società collegate e joint venture

consolidate con il metodo del patrimonio netto deve essere presentata in aggregato in una

singola voce, distinguendo in base al fatto che si tratti di componenti suscettibili di future

riclassifiche a conto economico o meno;

• note illustrative - si chiarisce che le entità godono di flessibilità nel definire la struttura delle

note illustrative e vengono fornite linee guida su come impostare un ordine sistematico delle

note stesse.

La Società sta attualmente valutando i potenziali effetti sul bilancio derivanti dall’adozione di tali

principi o modifiche ai principi esistenti.

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

Sono in corso di recepimento da parte dei competenti organi dell’Unione Europea i seguenti principi,

aggiornamenti ed emendamenti dei principi Ifrs (già approvati dallo Iasb), nonché le seguenti

interpretazioni (già approvate dall’ Ifrs IC):

Ifrs 9 – Strumenti finanziari. Principio pubblicato dallo Iasb nella sua versione finale in data 24 luglio

2014 al termine di un processo pluriennale volto alla sostituzione dell’attuale IAS 39. Il principio, la cui

applicazione è fissata al 1° gennaio 2018, introduce nuovi criteri di classificazione delle attività e

passività finanziarie, per l’eliminazione (derecognition) e impairment delle attività finanziarie e per la

gestione e contabilizzazione delle operazioni di copertura. A breve verranno avviate analisi dettagliate

al fine di valutare gli effetti che deriveranno per la società dall’introduzione dell’Ifrs 9.

Ifrs 15 – Ricavi da contratti con clienti. Principio pubblicato dallo Iasb in data 28 maggio 2014 che

sostituisce lo Ias 18 – Ricavi, lo Ias 11 – Lavori su ordinazione, le interpretazioni Sic 31, Ifric 13 e Ifric 15.

Il nuovo standard si applica a tutti i contratti con clienti, eccezion fatta per i contratti che rientrano

nell’ambito di applicazione dello Ias 17 – Leasing, per i contratti assicurativi e per gli strumenti

finanziari. Esso stabilisce un processo costituito da cinque fasi per definire tempistica e importo dei

ricavi da rilevare (identificazione dei contratti con il cliente, identificazione delle performance

obligations previste dal contratto, determinazione del prezzo della transazione, allocazione del prezzo

della transazione, rilevazione dei ricavi all’adempimento della performance obligation).

La sua applicazione obbligatoria è prevista a partire dal 1° gennaio 2018, con applicazione anticipata

consentita. L’applicazione è prevista con effetto retrospettivo, con la possibilità di scegliere se

riesporre gli esercizi presentati nell’informativa comparativa oppure se rilevare gli effetti derivanti

dall’applicazione nel patrimonio netto iniziale dell’esercizio di prima applicazione. A breve verranno

avviate analisi dettagliate al fine di valutare gli effetti che deriveranno per la società dall’introduzione

dell’Ifrs 15.


56

Modifiche a Ifrs 10, Ifrs 11 e Ias 28 – Entità d’investimento: applicazione della deroga al

consolidamento. Il documento, pubblicato dallo Iasb in data 18 dicembre 2014, introduce le seguenti

modifiche:

• l’esenzione dalla redazione del bilancio consolidato per una sub-holding è concessa anche a

una holding che è una controllata di una investment entity;

• la richiesta, per una investment entity, di consolidare una controllata che fornisce servizi

collegati alle sue attività di investimento si applica solo per le controllate che non siano anche

esse stesse delle investment entities;

• nell’applicare il metodo del patrimonio netto a una collegata o joint venture che è una

investment entity, è possibile mantenere le valutazioni a fair value che la collegata o la joint

venture hanno utilizzato, in relazione alle proprie controllate;

• una investment entity che valuta tutte le proprie controllate al fair value deve fornire

l’informativa richiesta dall’Ifrs 12.

Al momento gli amministratori stanno valutando i possibili effetti dell’introduzione di queste

modifiche sul bilancio della società.

Ifrs 16 – Leases. Principio pubblicato dallo Iasb in data 13 gennaio 2016, destinato a sostituire il

principio Ias 17 “Leasing”, nonché le interpretazioni Ifric 4 “Determinare se un accordo contiene un

leasing”, Sic 15 “Leasing operativo - Incentivi” e Sic 27 “La valutazione della sostanza delle operazioni

nella forma legale del leasing”. Il nuovo principio fornisce una nuova definizione di lease e introduce

un criterio basato sul controllo (right of use) di un bene per distinguere i contratti di leasing dai

contratti per servizi, individuando quali discriminanti: l’identificazione del bene, il diritto di sostituzione

dello stesso, il diritto ad ottenere sostanzialmente tutti i benefici economici rivenienti dall’uso del bene

e il diritto di dirigere l’uso del bene sottostante il contratto. La sua applicazione è prevista a partire dal

1° gennaio 2019. È consentita un’applicazione anticipata per le entità che applicheranno l’Ifrs 15. Nei

prossimi mesi verranno avviate analisi dettagliate al fine di valutare gli effetti che deriveranno per la

società dall’introduzione dell’Ifrs 16.

Modifiche allo Ias 12 – Iscrizione attività fiscali differite per perdite non realizzate. Documento emesso

dallo Iasb in data 19 gennaio 2016. Le modifiche, applicabili a partire dagli esercizi che iniziano il 1°

gennaio 2017, chiariscono come contabilizzare un’attività fiscale differita relative a una passività

finanziaria valutata al fair value. L’applicazione anticipata è consentita.

Modifiche allo Ias 7 – Informativa. Documento emesso dallo Iasb in data 29 gennaio 2016. Le

modifiche, applicabili a partire dagli esercizi che iniziano il 1° gennaio 2017, richiedono alle entità di

fornire informazioni sulle variazioni delle proprie passività finanziarie, al fine di consentire agli

utilizzatori di meglio valutare le ragioni sottostanti la variazioni dell’indebitamento dell’entità.

Per i seguenti principi e interpretazioni il processo di omologazione comunitario è invece sospeso a

data indefinita:


57

Ifrs 14 – Regulatory deferral accounts. Documento pubblicato dallo Iasb in data 30 gennaio 2014. Il

principio consente solo a coloro che adottano gli Ifrs per la prima volta di continuare a rilevare gli

importi relativi alla rate regulation secondo i precedenti principi contabili adottati. La sua applicazione

è prevista a partire dal 1° gennaio 2016, con applicazione anticipata consentita.

Modifiche a Ifrs 10 e Ias 28 – Sales or Contribution of Assets between an Investor and its Associate or

Joint Venture. Documento pubblicato dallo Iasb in data 11 settembre 2014 al fine di risolvere un

conflitto tra i due citati principi in relazione alla cessione di un asset o di una società controllata ad una

società collegata a joint venture, applicabile dal 1° gennaio 2016. Le modifiche introdotte prevedono

che in caso di cessione o conferimento di asset o di una società controllata ad una società collegata o

ad una joint venture, il valore dell’utile o della perdita da rilevare nel bilancio della cedente/conferente

è da porre in relazione alla classificazione degli asset o della società controllata ceduti/conferiti come

business, come definito dal principio Ifrs 3. Nel caso in cui la cessione/conferimento rappresenti un

business, l’entità deve rilevare l’utile o la perdita sull’intera quota in precedenza detenuta; mentre, in

caso contrario, l’entità deve rilevare la quota di utile o perdita relativa alla quota ancora detenuta

dall’entità che deve essere eliminata.


58

Nota 1. Ricavi

euro migliaia 2015 2014 Variazioni

Vendita gas metano trasporto s toccaggio gas 788.095 625.646 162.449

Vendita energia elettri ca 1.000.454 799.504 200.950

Vendita calore 2.973 2.936 37

Servizi di gruppo 730 659 71

Vendita certi ficati ambienta l i 4.088 5.493 -1.405

Altre prestazioni di servizi 33 120 -87

Totale 1.796.373 1.434.358 362.015

Di seguito sono riportate le principali variazioni rispetto all’esercizio 2014.

Gli incrementi nelle “Vendite di gas metano” e nelle “Vendite di energia elettrica”, rispettivamente

162.499 e 200.950 migliaia di euro, sono dettati dall’incremento dei maggiori volumi gestiti che hanno

compensato la contrazione dei prezzi di gas ed energia elettrica.

Il decremento delle vendite di certificati ambientali (grigi, verdi) per 1.405 migliaia di euro è correlato

alla riduzione del funzionamento degli impianti termoelettrici in gestione e alla cessazione di

produzione dei certificati verdi avvenuta nel 2014.

Per l’analisi dell’andamento di vendita per settore di attività si rinvia alla relazione sulla gestione.

I ricavi includono i seguenti valori realizzati verso le società del gruppo:


verso controllanti 3.716 3.590 126

Hera Spa 3.716 3.590 126

Verso imprese collegate 0 5 -5

Flameenergy Gmbh 0 5 -5

Verso altre parti correlate 1.062.422 971.211 91.211

Hera Comm Srl 960.954 905.881 55.073

Hera Comm Marche Srl 34.859 19.497 15.362

SET Spa 18.912 18.187 725

AMGA Energia & Servizi Srl 35.735 16.763 18.972

Es tEnergy Spa 2.187 4.813 -2.626

Tamarete Energia Srl 7.215 3.642 3.573

Herambiente Spa 1.573 1.475 98

Fucino Gas Srl 987 953 34

Totale 1.066.138 974.806 91.332 L’incremento dei ricavi verso le società del gruppo è legato al miglioramento dei consumi sul mercato

nazionale.


59

Nota 2. Altri ricavi operativi


Locazioni 1 1 0

Altri ri cavi 490 423 67

Totale 491 424 67

In altri ricavi sono compresi 483 migliaia di euro per riaddebito ad Hera Comm Srl di costi fidejussori

sostenuti sui contratti del gas ed energia elettrica che ammontavano nel 2014 a 411 migliaia di euro

Nota 3.Consumi di materie prime e materiali di consumo (al netto della variazione delle rimanenze di materie prime e scorte)


Energia e lettrica des tinata a l la vendita 976.529 778.234 198.295

Metano destinato a l la vendita ,a l netto del la varia zione del le scorte 748.448 582.864 165.584

Oneri e proventi da contratti derivati su commoditi es 4.983 2.439 2.544

Acquisto certi fi cati a mbienta l i 2.627 2.891 -264

Oneri e proventi da va lutazione certi fi ca ti ambienta l i 1.465 2.338 -873

Combus tibi l i , ca rbura nti e lubri fi canti 3 4 -1

Oneri tributari meta no 56 52 4

Materia l i per la manutenzione: ges tione e rica mbi a l netto del le

varia zioni del le s corte 6 -1.861 1.867

Totale 1.734.117 1.366.961 367.156

Gli incrementi degli acquisti di energia elettrica e gas metano, rispettivamente 198.295 e 165.584

migliaia di euro, sono riconducibili alle medesime motivazioni già espresse a proposito dei relativi

ricavi.

Gli “Oneri e proventi da contratti derivati su commodities” riguardano essenzialmente i risultati delle

coperture su commodities di gruppo poste in essere con la finalità di mitigare il rischio di oscillazione

dei prezzi degli acquisti. Per una visione complessiva degli effetti si rinvia all’apposita nota n. 17

dedicata agli strumenti finanziari.

La voce acquisto di certificati ambientali include il costo d’acquisto dei certificati verdi e grigi.

Per l’analisi dell’andamento dei costi delle materie prime e dei materiali di consumo si rinvia alla

relazione sulla gestione e alla nota riportante l’informativa per area di business.

I consumi di materie prime e materiali di consumo includono i seguenti valori realizzati verso le società

del gruppo:


60


verso controllanti 216 885 -669

Hera Spa 216 885 -669

Verso imprese controllate 0 0 0

Verso imprese collegate 0 0 0

Verso altre parti correlate 49.440 42.143 7.297

Hera Comm Srl 7.204 4.072 3.132

Herambiente Spa 18.720 17.438 1.282

SET Spa 23.527 11.987 11.540

AMGA Energia & Servi zi Srl -59 8.626 -8.685

AcegasAps AMGA Spa 48 20 28

Totale 49.656 43.028 6.628 Di seguito vengono analizzate le variazioni più significative rispetto all’esercizio precedente.

L’incremento dei costi verso SET Spa è imputabile alla Centrale di Teverola che ha ripreso a funzionare

per coprire le esigenze di picco estivo del mercato; il decremento in Amga Energia & Servizi Srl è

dovuto all’acquisto della capacità di stoccaggio trasferita ad Hera Trading nel corso del 2014;

L’aumento dei costi da Hera Comm è dato dall’acquisto di maggiori eccedenze di energia fornita dagli

impianti in gestione.

Nota 4. Costi per servizi


Vettoriamento e s toccaggio gas 43.783 39.784 3.999

Al tri servi zi da società del Gruppo 9.930 7.441 2.489

Spese per lavori e manutenzioni 884 462 422

Servizi tecnici 21 32 -11

Presta zioni profess ional i l egal i , tributa rie e orga nizzative 547 466 81

Ass icura zioni 28 45 -17

Selezione personale, forma zione ed a l tre spes e del

personale138 112 26

Compens i a Sinda ci e Amminis tra tori 304 288 16

Pos ta l i , recapi ti e telefonici 6 5 1

Servizi informa tivi ed ela borazione dati 288 240 48

Oneri e commiss ioni per servi zi ba ncari 28 91 -63

Canoni pa ss ivi 73 52 21

Al tri costi per servizi 4 7 -3

Totali 56.034 49.025 7.009

Il costo di “Vettoriamento e Stoccaggio” si è incrementato per l’applicazione delle nuove tariffe sulle

componenti definite dall’Autorità per l’anno 2015. Inoltre le scelte strategiche della società hanno

portato ad una notevole movimentazione di gas in stoccaggio con i relativi costi.


61

Gli altri servizi da società del Gruppo, anche questi per la gran parte imputabili a rapporti con la

controllante Hera Spa, sono evidenziati nel prospetto che segue:


Flotte e attrezzature 15 16 -1

Servizi informativi 534 519 15

Spazi attrezzati 138 124 14

Telefonia 43 44 -1

Brand Fee 7.609 4.800 2.809

Altri servizi 1.591 1.938 -347

Totali 9.930 7.441 2.489

La Brand Fee dovuta alla controllante Hera Spa per l’utilizzo del marchio, si è incrementata perché

legata al fatturato.

Gli altri servizi per 1.591 migliaia di euro fanno riferimento in prevalenza ai rapporti contrattuali con

Hera Spa relativamente alla funzione Finanza e Tesoreria e ai servizi di Service Amministrativo e

Fiscale.

Le “Spese per lavori e manutenzioni” si sono incrementate in quanto legate alla ripresa del

funzionamento dell’impianto in gestione di Cogen.

Nota 5. Costi del personale

La composizione del costo del lavoro nei due esercizi è la seguente:


Sa lari e s tipendi 1.522 1.483 39

Oneri socia l i 415 405 10

Trattamento di fine rapporto e a l tri benefici 60 63 -3

Al tri costi 39 38 1

Totale 2.036 1.990 46 A livello complessivo non vi sono state variazioni di rilievo nel numero dei dipendenti.

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

il seguente:

2015 2014 Variazioni

Dirigenti 1 1 0

Quadri 3 3 0

Impiegati 27 24 3

NTI 1 1 0

Numero medio 32 30 3


62

Nota 6. Ammortamenti e accantonamenti


Ammortamento attivi tà immateria l i 401 401 0

Accantonamenti per ri schi 45 0 45

Disaccantonamenti -123 -35 -88

323 366 -43 La voce “Disaccantonamenti” è relativa al riaccertamento a conto economico del fondo spese legali

per venir meno della dovuta passività.

Nota 7. Altre spese operative


Imposte diverse da quel le sul reddi to 13 25 -12

Contributi associativi e a l tri contributi 474 646 -172

Altri oneri minori 158 533 -375

di cui multe, ammende e penalità 94 285 -191

di cui altri costi correnti 64 248 -184

Totale 645 1.204 -559 I “Contributi associativi e altri contributi” comprendono 360 migliaia di euro come contributo agli oneri

di funzionamento dell’Autorità per il gas e l’energia elettrica e 87 migliaia di euro in qualità di

contributo

dell’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato.

Nota 8. Quote di utili (perdite) di imprese partecipate


Proventi da partecipazioni in imprese col legate 0 142 -142

Minusva lenze da a l ienazioni di partecipazioni in

imprese col legate 0 -53 53

Totale 0 89 -89

Nel corso dell’esercizio la Società non ha percepito quote di utili (perdite) da imprese partecipate,

inoltre ha ceduto le quote dell’unica partecipazione detenuta in altre imprese, Galsi Spa, ad un prezzo

pari al suo valore contabile.


63

Nota 9. Proventi e oneri finanziari

Proventi finanziari (euro migliaia) 2015 2014 Variazioni

Proventi di vers i da i precedenti - da i mprese control l anti 25 138 -113

Altri proventi finanzi ari 13 8 5

Totale proventi finanziari 38 146 -108

Oneri finanziari (euro migliaia) 2015 2014 Variazioni

Interess i pas s ivi ed a l tri oneri v/impres e control l anti 381 586 -205

Attual izzazione di fondi 6 6 0

Al tri oneri finanzia ri 138 696 -558

Totale oneri finanziari 525 1.288 -763

Nella voce “Proventi da imprese controllanti” di 25 migliaia di euro ed “Oneri per interessi passivi verso

imprese controllanti” di 381 migliaia di euro sono computati gli interessi relativi alle operazioni di

tesoreria centralizzata gestiti dalla Capogruppo.

La voce “Altri oneri finanziari” pari a 138 migliaia di euro (696 migliaia di euro al 31.12.14) è

comprensiva di oneri da Reverse Factoring relativi all’attività di cessione dei debiti per 111 migliaia di

euro in decremento rispetto all’esercizio precedente per il miglioramento di tutti gli indicatori

economici che hanno determinato un minor fabbisogno finanziario .

Nota 10. Imposte del periodo

La composizione della voce è la seguente:


Imposte correnti (Ires , Irap e impos ta sosti tutiva) 1.664 6.335 -4.671

Imposte di fferi te 0 -158 158

Imposte anticipate 31 135 -104

Totale 1.695 6.312 -4.617

La composizione delle imposte correnti è la seguente:

Imposte correnti 2015 2014 Variazioni

Ires 832 4.833 -4.001

Irap 832 1.502 -670

Totale 1.664 6.335 -4.671

L’aliquota teorica ordinaria determinata sulla base della configurazione del reddito imponibile

dell’impresa ai fini dell’imposta IRES è pari al 27,50%; la riconciliazione con l’aliquota effettiva viene di

seguito riportata.


64

Prospetto di riconciliazione tra aliquota teorica ed aliquota

effettiva

Valore di conto

economico

Valore percentuale

effetto fiscale

esercizio 2015 (unità di €)

Risultato ante imposte (bilancio IAS) 3.221.286

Calcolo IRES

Al iquota ordinaria -885.854 -27,5%

Irap su costo del persona le 11.495 0,4%

Deduzione 10% Irap (D.L. 185/2008) 22.456 0,7%

Costi auto -8.542 -0,3%

Agevolazione ACE (ex D.L. 201/2011) 36.255 1,1%

Adeguamento fiscal i tà di fferi ta (riduzione a l iquota IRES a l 24%) -6.443 -0,2%

Altre variazioni (in aumento e/o diminuzione) -32.528 -1,0%

IRAP e altre imposte correnti

Irap -831.407 -25,8%

Aliquota effettiva -1.694.568 -52,6%

Prospetto di riconciliazione tra aliquota teorica ed aliquota

effettiva

Valore di conto

economico

Valore percentuale

effetto fiscale

esercizio 2014 (unità di €)

Risultato ante imposte (bilancio IAS) 14.183.076

Calcolo IRES

Al iquota ordinaria -3.900.346 -27,5%

Addizionale Robin Tax -921.900 -6,5%

Irap su costo del persona le 28.313 0,2%

Deduzione 10% Irap (D.L. 185/2008) 54.083 0,4%

Dividendi 45.920 0,3%

Costi auto -7.352 -0,1%

Agevolazione ACE (ex D.L. 201/2011) 34.492 0,2%

Ires eserci zi precedenti -250.818 -1,8%

Altre variazioni (in aumento e/o diminuzione) 105.304 0,7%

IRAP e altre imposte correnti

Irap -1.499.955 -10,6%

Aliquota effettiva -6.312.259 -44,7%

L’incremento del tax rate registratosi 2015, pari a 7,9 punti percentuali in più rispetto al 2014, è

imputabile principalmente all’aumento dell’incidenza dell’IRAP sul risultato ante imposte (pari al

15,2%), a sua volta attribuibile all’innalzamento dell’aliquota del tributo regionale (l’aliquota IRAP

infatti è passata dal 3,9% al 4,82%), oltre che alla rilevazione nel periodo di IRAP relativa ad esercizi

precedenti. Tale aumento è controbilanciato dall’azzeramento nel 2015 dell’addizionale IRES “Robin

tax” che nel 2014 ha avuto un’incidenza negativa sul tax rate del 7%.

Le imposte anticipate e differite relative all’esercizio 2015 sono state calcolate tenendo conto

dell’ammontare cumulato di tutte le differenze fiscali temporanee e sulla base delle aliquote attese nel

momento in cui tali differenze si riverseranno o verranno utilizzate.

La seguente tabella illustra la composizione e la movimentazione delle imposte differite e anticipate

nel corso dell’esercizio


65

Dettaglio Crediti per imposte anticipate

unità di € differenze

temporanee

effetto

fiscale

(IRES + IRAP)

differenze

temporanee

effetto

fiscale

(IRES + IRAP)

Fondo svalutazione crediti 137.470 32.993 137.470 37.804

Fondi per rischi ed oneri 45.000 12.969 122.680 38.522

Fondi benefici ai dipendenti 118.633 34.190 118.633 37.251

Altri 1.611 387 - -

Totale effetto fiscale (Valore di bilancio IFRS) 302.714 80.539 378.783 113.577

Importo accreditato (addebitato) a OCI (1.969) 16.999

Importo accreditato (addebitato) a Conto

Economico (31.069) (135.189)

Dettaglio Fondo imposte differite

unità di € differenze

temporanee

effetto

fiscale

(IRES + IRAP)

differenze

temporanee

effetto

fiscale

(IRES + IRAP)

Importo accreditato (addebitato) a Conto

Economico - 157.693

31/12/2015 31/12/2014

31/12/2015 31/12/2014

Informativa sulle verifiche fiscali

Oggetto di contestazione da parte dell’Agenzia delle Entrate è stata la presunta omessa applicazione

dell’aliquota Irap maggiorata prevista per l’attività di produzione e distribuzione di energia elettrica,

gas e calore di cui all’art. 1 della L.R. Emilia Romagna n. 19/2006. Al riguardo la Società ha ricevuto

dall’Amministrazione finanziaria quanto segue in relazione ai rispettivi periodi d’imposta.

� 2008: in data 3 febbraio 2012, una cartella di pagamento per un ammontare complessivo pari

a 126 migliaia di euro, avverso la quale la società ha proposto ricorso. L’udienza per il merito si

è svolta in data 15 maggio 2013. La sentenza, depositata in data 20 giugno 2013, è risultata

sfavorevole; si è quindi proceduto al pagamento della cartella e, contestualmente, è stato

presentato appello in data 31 gennaio 2014.

� 2009: il 10 ottobre 2012, una comunicazione di irregolarità per 282 migliaia di euro avverso la

quale è stato proposto ricorso in data 7 dicembre 2012. La Ctp di Bologna ha depositato la

sentenza in data 28 maggio 2014 con la quale ha respinto il ricorso della società; in data 8

gennaio 2015 è stato notificato il ricorso in appello. In data 13 maggio 2013 è stata notificata la

relativa cartella di pagamento, comprensiva di sanzioni e interessi, per 376 migliaia di euro,

avverso la quale è stato proposto ricorso in data 5 luglio 2013 innanzi alla Ctp di Bologna e di

Trieste. In data 25 novembre 2013 la cartella è stata pagata, in quanto nel frattempo l’istanza

di sospensione, inizialmente accordata, non è stata confermata. In data 17 novembre 2014 la

CTP di Bologna ha pronunciato sentenza sfavorevole alla Società, che ha proposto appello,

notificato in data 10 luglio 2015; si è in attesa della fissazione dell’udienza di trattazione. In

data 16 giugno 2015 la CTP di Trieste ha pronunciato sentenza sfavorevole alla Società, che ha

proposto appello, notificato in data 10 febbraio 2016; si è in attesa della fissazione dell’udienza

di trattazione.

� 2007: il 28 dicembre 2012, a seguito della segnalazione contenuta nel processo verbale di

constatazione sopra citato, un avviso di accertamento, per un ammontare di 110 migliaia di

euro contro il quale la società ha proposto ricorso in data 26 febbraio 2013. Con ordinanza del

27 giugno 2013 la Ctp di Bologna ha respinto l’istanza di sospensione e la Società ha


66

provveduto al pagamento del terzo degli importi dovuti a titolo provvisorio per imposte e

interessi. La Ctp di Bologna ha depositato la sentenza in data 22 luglio 2014, sfavorevole alla

Società; in data 30 Aprile 2015 è stata pagato il secondo terzo a titolo provvisorio per euro

21.842. In data 20 marzo 2015 è stato proposto l’appello.

� 2011: in data 10 febbraio 2015 avviso di irregolarità, per un ammontare pari a 131 migliaia di

euro, pagato in data 13 febbraio 2015.

In data 28 gennaio 2015 iniziava presso la Hera Trading S.r.l. una verifica fiscale condotta dalla Guardia

di finanza – Nucleo di Polizia tributaria di Bologna riguardante, inizialmente, il periodo di imposta 2013,

ma poi estesa ai periodi all’epoca ancora aperti ad accertamento (esercizi dal 2010 e fino al 2014). Tale

verifica, che si è conclusa con la notifica del Processo verbale di constatazione in data 9 luglio 2015, ha

avuto ad oggetto il corretto trattamento ai fini delle imposte dirette dei costi sostenuti dalla società

nei confronti di soggetti residenti nei paesi c.d. black list, ai sensi dell’art. 110, commi 10 e seguenti,

del TUIR, la corretta applicazione della deduzione ai fini Ires degli oneri da valutazione, al netto dei

relativi proventi, relativi ai derivati sulle commodity e ai certificati ambientali, oltre che la presunta

omessa applicazione della maggiorazione dell’aliquota Irap di cui alla Legge Regionale dell’Emilia

Romagna relativa al periodo di imposta 2013. La Società ha predisposto le sue osservazioni al suddetto

Pvc, depositate presso il competente ufficio in data 7 settembre 2015.

In data 27 luglio 2015 la DRE dell’Emilia Romagna ha notificato alla società un questionario per i costi

black list del 2010 e 2011, richiedendo la prova delle c.d. esimenti, al quale la società ha risposto in

data 23 ottobre 2015. In esito al procedimento, l’Agenzia delle Entrate ha notificato un atto di

contestazione della sanzione per l’omessa separata indicazione in UNICO dei suddetti costi, definita in

data 31 dicembre 2015 con il pagamento di 31 mila euro.

In data 5 febbraio 2016 la DRE del Friuli Venezia Giulia ha notifico analogo questionario per i costi

black list del 2012 e 2013; la società sta predisponendo la relativa risposta.

La Società, sentiti anche i propri legali, ha ritenuto di non procedere ad alcun accantonamento al fondo

rischi per i conteziosi ed il PVC in oggetto ritenendo le violazioni contestate prive di fondamento.

Nota 11. Attività immateriali

euro migliaia 31-dic-15 31-dic-14 Variazioni

Altre 5.062 5.462 -400

Totale 5.062 5.462 -400 Le attività immateriali sono esposte al netto del relativo fondo ammortamento e presentano la

seguente composizione e variazione:


67

Val

ore

iniz

iale

net

to

Fusi

oni

Inve

stim

enti

Dis

inve

stim

enti

Am

mor

tam

enti

Alt

re v

aria

zion

i

Val

ore

fin

ale

net

to

di c

ui V

alor

e fi

nale

lo

rdo

di c

ui F

ondo

amm

ort

amen

to

31-dic-14

Concess ioni l i cenze marchi e s i mi l i 19 -19

Altre 5.863 -401 5.462 7.979 -2.517

5.863 0 0 0 -401 0 5.462 7.998 -2.536

31-dic-15

Concess ioni l i cenze marchi e s i mi l i 19 -19

Altre 5.462 -400 5.062 7.979 -2.917

5.462 0 0 0 -400 0 5.062 7.998 -2.936 Il valore netto delle “altre immobilizzazioni immateriali”, pari a 5.062 migliaia di euro, è principalmente

costituito dai diritti di trasporto sul gasdotto TAG per il periodo dal 2010 al 2029, ammortizzati

secondo il criterio temporale sulla base del valore residuo di utilizzo.

Nota 12.Partecipazioni


Partecipazioni in a l tre imprese 0 12.082 -12.082

Totale partecipazioni 0 12.082 -12.082

Il decremento della voce “Partecipazioni in altre imprese” di 12.082 migliaia di euro si riferisce alla

partecipazione nella società Galsi Spa ceduta ad un prezzo pari al suo valore contabile alla controllante

Hera Spa. Tale operazione si è perfezionata in data 30 luglio 2015.

Partecipazioni in altre imprese

La movimentazione e composizione è stata la seguente:

increm. alienaz. rival.

(sval.)

altri

movim

Gals i Spa 12.082 -12.082 0

Totale partecipazioni in altre imprese 12.082 0 -12.082 0 0 0

Partecipazioni in altre imprese (euro migliaia)saldo

31-dic-2014

Movimenti dell'esercizio

saldo

31-dic-2015


68

Nota 13. Attività fiscali differite

Sono così composte:


Imposte anticipate Ires 76 107 -31

Imposte anticipate Irap 5 7 -2

Totale 81 114 -33

In merito all’analisi della composizione per tipologia si rimanda all’apposito prospetto di cui alla nota

10 “Imposte del periodo”.

Nota 14. Rimanenze di magazzino


Materie prime e scorte 53.196 60.722 -7.526

Totale rimanenze 53.196 60.722 -7.526

Le rimanenze di materie prime e scorte sono costituite da gas metano, la cui valorizzazione avviene al

costo medio ponderato di quanto stato immesso all’interno dello stoccaggio.

Il decremento del gas stoccato è da ricondurre prevalentemente alle politiche di approvvigionamento

della società legate all’andamento del prezzo della materia pima.

Nota 15. Crediti commerciali

Nella tabella che segue vengono dettagliati i crediti commerciali.


a Crediti verso clienti (al netto del fondo svalutazione) 92.765 72.882 19.883

di cui fa tture emes se 6.476 21.313 -14.837

di cui fa tture da emettere 86.289 51.569 34.720

b Crediti verso parti correlate 255.491 212.606 42.885

Verso controllanti 1.076 436 640

di cui fa tture emes se 0 0

di cui fa tture da emettere 465 436 29

di cui a l tri credi ti 611 611


di cui fa tture emes se 0 0 0

Verso altre parti correlate 254.415 212.170 42.245

di cui fa tture emes se 80.642 68.705 11.937

di cui fa tture da emettere 173.773 143.465 30.308

di cui a l tri crediti 0

a+b Totale 348.256 285.488 62.768


69

I crediti verso clienti sono comprensivi anche delle stime di fine esercizio per la quota di competenza

del periodo, relativamente a fatture che saranno emesse dopo la data del 31 dicembre 2015.

L’incremento dei crediti verso terzi è legato principalmente ai maggior ricavi di vendita di energia

elettrica effettuati verso il Gestore dei Mercati Energetici negli ultimi mesi dell’esercizio 2015.

I termini di incasso sono rimasti invariati rispetto all’esercizio precedente e non vi sono crediti con

scadenza oltre i 5 anni. I crediti verso clienti esteri non presentano poste significative.

I valori sono esposti al netto del fondo svalutazione crediti pari a 137 migliaia di euro, ritenuto congruo

in relazione al valore di presumibile realizzo dei crediti iscritti in bilancio. Tale fondo si è movimentato

nel corso dell’esercizio come è evidenziato nella tabella sottoriportata.

L’appostamento del fondo nel 2012 era stato previsto in relazione alla specifica posizione netta

creditoria verso un unico cliente. Nel 2014 il fondo è stato utilizzato per 353 migliaia di euro in

conseguenza dell’omologazione del piano concordatario avvenuta a giugno 2014, oltre ad un

decremento ulteriore di 34 migliaia di euro per eccedenza del fondo. Il saldo rimane aperto per 137

migliaia di euro a copertura del credito residuo verso il cliente in concordato.

euro migliaia

31-dic-

2014

Accantona-

menti

Utilizzi Altre

variazioni

31-dic-

2015

Fondo svalutazione credi ti 137 0 0 0 137

Totale 137 0 0 0 137

Le tabelle sottostanti riportano in dettaglio la composizione dei crediti verso correlate:

Crediti verso altre parti correlate (euro migliaia) 31-dic-2015 31-dic-2014 Variazioni

Hera Comm Srl 225.317 182.847 42.470

Hera Comm Marche Srl 12.736 11.610 1.126

Herambiente Spa 265 139 126

AMGA Energia & Servizi Srl 10.288 13.109 -2.821

Tamarete Energia Srl 2.261 783 1.478

Fucino Gas Srl 777 854 -77

Set Spa 2.771 2.827 -56

Totale 254.415 212.170 42.245

I crediti verso parti correlate sono incrementati per i maggiori ricavi verso le società del gruppo per la

fornitura di gas alle cabine servite dalla società .

Rischio di credito

Il valore contabile dei crediti commerciali rappresentati in bilancio costituisce l’esposizione teorica

massima al rischio di credito per Hera Trading Srl al 31 dicembre 2015. Le Policies di Controllo e

Gestione del Credito per l’area elettrica e l’area gas, meglio specificate nell’apposito paragrafo

dedicato alla gestione del rischio della Relazione sulla gestione, consentono di ridurre la

concentrazione e l’esposizione ai rischi del credito.


70

Periodicamente vengono effettuate analisi sulle posizioni creditizie ancora aperte individuando

eventuali criticità. Qualora singole posizioni risultino parzialmente, o del tutto, inesigibili si procede

alla relativa congrua svalutazione.

Nota 16 Attività finanziarie


Credi ti verso a l tri entro l 'es ercizio 1.629 2.411 -782

Totale 1.629 2.411 -782

La diminuzione dei crediti verso altri è legata al decremento di disponibilità del c/c vincolato estero

necessario per operare nel mercato del gas.

Nota 17. Strumenti finanziari derivati

Sono così composti:

Attività / Passività correnti (importi in €/000 )

N. contratti

attiviNozionale UM

Fair Value

Attività

Fair Value

Passività

N. contratti

attiviNozionale UM

Fair Value

Attività

Fair Value

Passività

Derivati su commodites:

- Swap Gas Hub Esteri 2 85.553 MWh 532 10 570.578 MWh 1.482

- Swap Petrolio Greggio 1 10.200 Bbl 249 2 33.200 Bbl 949

- Swap Prodotti Petroliferi Raffinati/Carbone 3 5.900 Ton 665 6 22.900 Ton 3.581

- Swap Formule Energia Elettrica 246 7.976.676 MWh 9.294 302 8.442.772 MWh 30.841

- Swap Formula Combustibil i

- Swap Formule Gas 12 153.160.320 Smc 9.398 16 90.769.839 Smc 2.218

- Swap Gas Hub Esteri 6 1.383.464 MWh 8.581 7 855.927 MWh 1.566

- Swap Petrolio Greggio 5 141.000 Bbl 2.150 0 0 Bbl 0

- Swap Prodotti Petroliferi Raffinati/Carbone 0 0 Ton 0

- Swap Formule Energia Elettrica 273 9.548.745 MWh 16.078 296 9.305.025 MWh 40.701

- Swap Formula Combustibil i

- Swap Formule Gas 4 16.360.998 Smc 564 22 96.078.191 Smc 3.140

Totale derivati su commodities 20.138 27.373 39.071 45.407

Derivati su tassi di cambio:

- Swap Tasso di Cambio EUR/USD 4 6.000.000 USD 377

Totale derivati su tassi di cambio 377

Totale strumenti finanziari - derivati 20.138 27.373 39.071 45.785

Sottostante coperto

31.12.201431.12.2015

Gli strumenti finanziari derivati classificati tra le attività correnti ammontano a 20.138 migliaia di euro

(39.071 migliaia di euro al 31 dicembre 2014) e si riferiscono ai fair value positivi derivanti dalla

valutazione dei contratti derivati su commodities.

Gli strumenti finanziari derivati classificati tra le passività correnti ammontano a 27.373 migliaia di

euro (45.785 migliaia di euro al 31 dicembre 2014) e si riferiscono ai fair value negativi derivanti dalla

valutazione dei contratti derivati su commodities e su tassi di cambio esistenti al 31.12.2014.


71

I valori esposti al 31.12.2015 risultano decrementati rispetto al periodo precedente come evidenziato

nella relazione sulla gestione.

Si rimanda al prospetto soprariportato per una disamina più dettagliata nell’ambito delle diverse

tipologie contrattuali.

I fair value dei contratti derivati su commodities sono determinati mediante l’utilizzo del livello 2,

indicato nella relativa gerarchia di valutazione, adottando tecniche che utilizzano parametri osservabili

direttamente o indirettamente sul mercato, mentre per quelli su tassi di cambio facendo riferimento

alle rispettive curve in essere a fine esercizio. Solamente i fair value dei contratti di opzione connessi

all'acquisizione dei diritti di import/export di energia elettrica sono determinati mediante l'utilizzo del

livello 3, indicato nella relativa gerarchia di valutazione, adottando tecniche che prendono a

riferimento parametri non osservabili sul mercato, ovvero facendo esclusivamente ricorso a stime

interne. Tutti i contratti derivati stipulati dalla società sono in essere con primarie controparti.

Nel corso dell’esercizio 2015 non vi sono stati trasferimenti tra i vari livelli del fair value sopra indicati,

mentre la metodologia di calcolo della valutazione degli strumenti in oggetto riflette le nuove

disposizioni del principio Ifrs 13 relativamente all’inclusione del non-performance risk.

Gli strumenti finanziari derivati in essere al 31 dicembre 2015 sono interamente riconducibili alla

classe “Non Hedge Accounting”, ancorché gli stessi includano anche contratti posti in essere con

finalità di sostanziale copertura. Questi ultimi, per i quali in base agli stringenti criteri definiti dai

principi internazionali non può essere effettuato l’ “Hedge Accounting”, generano comunque proventi

e oneri riferibili a maggiori/minori costi di acquisto delle materie prime e come tali classificati anch’essi

tra i costi operativi.

Riepilogando, i dati iscritti in bilancio al 31.12.2015 riferibili ai contratti di cui si tratta sono i seguenti:

Strumenti finanziari -

derivatiFair Value Attività Fair Value Passività Proventi Oneri

- Cash Flow Hedge

- Non Hedge Accounting 20.138 27.373 64.563 69.546

Totale 20.138 27.373 64.563 69.546

Rischio di mercato

In relazione all’attività di grossista, Hera Trading Srl si trova a dover gestire rischi legati al

disallineamento tra le formule di indicizzazione relative all’acquisto di gas ed energia elettrica e le

formule di indicizzazione legate alla vendita delle medesime commodities, ivi incluso i contratti

stipulati a prezzo fisso, nonché eventuali rischi di cambio nel caso in cui i contratti di acquisto/vendita


72

delle commodities vengano conclusi facendo riferimento a valute diverse dall’euro (essenzialmente

dollaro statunitense).

Con riferimento a tali rischi, l’obiettivo del Gruppo è quello di mitigare il rischio di volatilità dei margini

previsti a budget. In particolare la Società adotta strumenti per la gestione del rischio prezzo, sia per

quanto riguarda il prezzo delle merci che per il relativo cambio euro/dollaro, finalizzati a prefissare gli

effetti sui margini di vendita indipendentemente dalle variazioni delle condizioni di mercato di cui

sopra.

Sebbene tali operazioni siano sostanzialmente poste in essere con finalità di copertura, al fine di

realizzare ogni possibile sinergia e diminuire i costi di gestione connessi, la pratica attuazione delle

medesime viene realizzata attraverso la destrutturazione degli indici inclusi nei contratti sottostanti e

la loro riaggregazione per singola tipologia ed esposizione netta verso l’esterno. Da ciò ne deriva che,

nella maggior parte dei casi, si perda la diretta correlazione delle operazioni di copertura con i relativi

sottostanti, determinando la non conformità delle stesse ai criteri definiti dal principio Ias 39 per

effettuarne il trattamento contabile in hedge accounting.

Sensitivity Analysis

Ai fini di cui si tratta, i tre indici presi in esame, in quanto ritenuti maggiormente significativi in

relazione agli effetti delle loro variazioni sul valore degli strumenti derivati su commodities detenuti

dalla società, sono il Brent, il cambio Euro/dollaro statunitense e il prezzo P.U.N. per Mwh del mercato

elettrico.

Qui di seguito vengono evidenziate le potenziali fluttuazioni del valore netto (attività – passività) degli

strumenti derivati posseduti dalla società al variare di ogni singola variabile suindicata, mantenendo

inalterate le altre due.

Ipotizzando un istantaneo aumento di 10 dollari al barile del prezzo del Brent, si avrebbe un

incremento potenziale del fair value netto totale degli strumenti finanziari derivati in essere al 31

dicembre 2015 di circa 0,8 milioni di euro. Contrariamente, ipotizzando un’istantanea riduzione dello

stesso ammontare, si avrebbe una potenziale diminuzione del medesimo fair value di analogo valore.

Ipotizzando un istantaneo aumento di 5 euro del prezzo P.U.N., si avrebbe un potenziale decremento

del fair value netto totale degli strumenti finanziari derivati in essere al 31 dicembre 2015 di circa 0,9

milioni di euro. Contrariamente, ipotizzando un’istantanea riduzione dello stesso ammontare, si

avrebbe un potenziale aumento del medesimo fair value di ugual valore.


73

Nota 18. Attività per imposte correnti


Credito per Ires 13 13 0

Credito per Irap 266 385 -119

Credito per addizionale Ires (Robin Tax ) 0 688 -688

Totale attività per imposte correnti 279 1.086 -807

Il decremento del credito Ires è legato all’annullamento della Robin Tax avvenuto nel 2015 e per il quale la società non aveva versato acconti. Nota 19. Altre attività correnti


Ti tol i di effi cienza energetica ed emission trading 2.114 3.660 -1.546

Depos i ti cauzional i 4.302 3.848 454

Credi ti verso control lante ol tre l 'es ercizio 51 51 0

Anticipo a forni tori /dipendenti 0 7 -7

Iva, accise e addiziona l i 181 174 7

Credi ti verso s ocietà del gruppo per consol idato

fi sca le2.732 209 2.523

Credi ti verso i s ti tuti previdenzia l i 1 1 0

Altri credi ti 128 1.652 -1.524

Totale 9.509 9.602 -93

I titoli di efficienza energetica ed emission trading (2.114 migliaia di euro) sono costituiti da certificati

verdi (31 migliaia di euro), nonché dai fair value positivi di contratti in essere per certificati verdi e grigi

(2.083 migliaia di euro).

I certificati grigi e verdi sono valutati mediante l’utilizzo di un fair value del livello 1, indicato nella

relativa gerarchia di determinazione del fair value, ossia al loro prezzo di mercato.

I depositi cauzionali sono incrementati di 454 migliaia di euro, principalmente per effetto dei

versamenti effettuati a garanzia di partecipazione ad aste per l’acquisto di certificati ambientali e per

l’acquisizione di nuove capacità di trasporto su gasdotti.

L’incremento dei “Crediti verso controllanti per consolidato fiscale”, pari a 2.523 migliaia di euro, è

dovuto a maggiori versamenti di acconti d’imposta calcolati sulla base del debito dell’ esercizio

precedente.

Il decremento della posta “Altri crediti” è costituito principalmente da quote di costi riferibili all’area

gas sul trasporto di competenza di esercizi futuri che non vengono più computati come costo

accessorio al magazzino.


74

Nota 20. Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

L’azzeramento dei depositi bancari e postali rientra nell’ambito dell’ordinaria dinamica dell’attività di

incassi/pagamenti, gestita in coordinamento con la tesoreria centralizzata di Gruppo.

Classificazione di attività e passività finanziarie ai sensi dell’Ifrs 7

La seguente tabella illustra la composizione delle attività finanziarie della Società per classe di

valutazione (relativamente alle “Attività correnti” si rimanda ai dettagli delle note 15, 16 e 19). Il fair

value dei derivati è dettagliato, viceversa, alla nota 17.

31-dic-2015

Fair value a

conto

economico

Crediti e

finanziamenti

Detenuti fino

a scadenza

Disponibili

per la venditaTotale

Attività correnti 2.114 357.280 359.394

Crediti commercia l i 348.256 348.256

Attivi tà fina nziarie 1.629 1.629

Al tre attivi tà 2.114 7.395 9.509

31-dic-2014

Fair value a

conto

economico

Crediti e

finanziamenti

Detenuti fino

a scadenza

Disponibili

per la venditaTotale

Attività correnti 3.660 293.841 297.501

Crediti commercia l i 285.488 285.488

Attivi tà fina nziarie 2.411 2.411

Al tre attivi tà 3.660 5.942 9.602

La seguente tabella illustra la composizione delle passività finanziarie della Società per classe di

valutazione (relativamente alle “Passività correnti” si rimanda ai dettagli delle note 25 e 26). Tutte le

passività sono valutate secondo il criterio del “costo ammortizzato”, ad eccezione degli strumenti

finanziari derivati, valutati al fair value ed illustrati nella nota n. 17 e delle passività per contratti futuri

per titoli ambientali, anch’esse valutate al fair value.

31-dic-2015

Fair value a

conto

economico

Costo

ammortizzatoTotal e

Passività correnti 54 330.892 330.946

Debiti commercia l i 330.387 330.387

Altre pass i vi tà 54 505 559

31-dic-2014

Fair value a

conto

economico

Costo

ammortizzatoTotal e

Passività correnti 134 283.021 283.155

Debiti commercia l i 278.861 278.861

Altre pass i vi tà 134 4.160 4.294


75

Nota 21. Capitale sociale e riserve

Il prospetto relativo al movimento del patrimonio netto è riportato al paragrafo 2.05 del presente

bilancio d’esercizio.

Si riportano di seguito le informazioni richieste dall’art 2427, n. 7 bis c.c., che prevede l’indicazione

analitica delle singole voci di patrimonio netto distinguendole in relazione alla disponibilità, alla loro

origine e alla loro avvenuta utilizzazione in esercizi precedenti.

euro migliaia

Importo Possibilità di

utilizzazione

Quota disponibile

CAPITALE SOCIALE 22.600

RISERVE DI UTILI:

Riserva legale 3.939 B

Riserva Straordinaria 197 A,B,C 197

Riserva per avanzo utili 3 A,B,C 3

TOTALE RISERVE DI UTILI 4.139

RISERVE IAS/IFRS:

Riserva art. 7, c.7 D.Lgs.38/2005 518 non disponibile

Riserva utili/(perdite) attuariali fondi benefici ai

dipendenti(71) non disponibile

TOTALE RISERVE IAS/IFRS 447

TOTALE COMPLESSIVO 27.186 200

QUOTA NON DISTRIBUIBILE 0

RESIDUO QUOTA DISTRIBUIBILE 200

legenda: A: per aumento di capitale sociale; B: copertura perdite; C: per distribuzione ai soci

Nota 22. Trattamento di fine rapporto e altri benefici a dipendenti

euro migliaia

Accanton.tiOneri

finanziari

Utili/perdit

e attuariali

Utilizzi e

altri

movimenti

Fondo trattamento di fine ra pporto 377 60 5 -42 -8 392

Totale 377 60 5 -42 -8 392

31-dic-2014


31-dic-2015

La voce “Fondo di trattamento di fine rapporto” comprende gli accantonamenti a favore del personale

dipendente per il trattamento di fine rapporto di lavoro ed altri benefici contrattuali, al netto delle

anticipazioni concesse e dei versamenti effettuati agli istituti di previdenza in accordo con la normativa

vigente. Il calcolo viene effettuato utilizzando tecniche attuariali e attualizzando le passività future alla

data di bilancio. Tali passività sono costituite dal credito che il dipendente matura alla data in cui

presumibilmente lascerà l’azienda.


76

Gli “Utili/(perdite) attuariali” rappresentano la remunerazione delle passività per benefici e dipendenti

derivante dalla modifica delle ipotesi attuariali. Tali componenti sono contabilizzate direttamente nel

Conto Economico Complessivo (paragrafo 2.02).

La voce “Utilizzi e altri movimenti” è riferibile al versamento del contributo 0,5% al fondo di garanzia

INPS e alle liquidazioni ed anticipazioni dell’esercizio.

Le principali assunzioni utilizzate nella stima attuariale dei benefici a dipendenti sono le seguenti:

Sensitivity Analysis – Obbligazione per piani a benefici definiti

Ipotizzando un incremento di 50 basis point del tasso tecnico di attualizzazione rispetto a quello

effettivamente applicato per le valutazioni al 31 dicembre 2015, a parità delle altre ipotesi attuariali, il

decremento potenziale del valore attuale delle obbligazioni per piani a benefici definiti (DBO) in corso

ammonterebbe a circa 32 mila euro. Allo stesso modo ipotizzando una riduzione del medesimo tasso

di 50 basis point, si avrebbe un aumento potenziale del valore attuale della passività di circa 68 mila

euro.

Le variazioni delle restanti ipotesi attuariali produrrebbero effetti significativamente inferiori sul valore

attuale delle passività per piani a benefici definiti iscritti a bilancio.

Nota 23. Fondi per rischi e oneri

Accantonamenti Oneri

finanziari

Utilizzi e altri

movimenti

Fondo cause lega l i e contenzioso del personale 122 45 -122 45

TOTALE 122 45 0 -122 45

euro migliaia 31-dic-2014


31-dic-2015

Il “fondo spese legali” riflette l’accantonamento per le spese legali relative alla causa AET.

31-dic-15 31-dic-14

Tasso annuo tecnico di attualizzazione 1,31% 1,05%

Tasso annuo di inf lazione 1,50% 1,60%

Tasso annuo di aumento retribuzioni complessive 2,80% 2,80%

Tasso annuo di incremento Tfr 2,18% 2,24%

Tasso turn over 1,00% 1,00%

Tasso utilizzo medio del fondo a seguito di richiesta di anticipo 2,74% 2,74%


77

Nota 24. Banche e finanziamenti scadenti entro l’esercizio successivo


Debiti finanziari v/a l tri entro l 'esercizio 0 1.351 -1.351

Debiti verso control lanti entro l 'esercizio 50.679 50.611 68

Totale 50.679 51.962 -1.283

L’importo del “Debito verso controllanti entro l’esercizio” è riferibile ai rapporti di tesoreria

centralizzata. Il valore al 31 dicembre 2015 pari ad 50.679 migliaia di euro rispecchia la gestione

ordinaria degli incassi/pagamenti.

Nota 25. Debiti commerciali

Gli “Acconti”, pari a 1.810 migliaia di euro, sono interamente riferibili a fatture in acconto emesse per

la vendita di certificati verdi e grigi.

I “Debiti verso fornitori” di natura commerciale ammontano a 314.025 migliaia di euro e includono gli

stanziamenti per “fatture da ricevere”. Tra questi sono compresi anche debiti verso fornitori esteri pari

1.657 migliaia di euro e fatture da ricevere per fornitori esteri pari a 35.870 migliaia di euro. I debiti

verso i fornitori sono tutti esigibili entro l’esercizio successivo.

L'andamento dei debiti è speculare all'andamento dei crediti in considerazione dell’incremento

dell'attività caratteristica della società.

Le tabelle che seguono riportano il dettaglio dei debiti verso parti correlate, tutti regolati alle normali

condizioni di mercato:


a Acconti 1.810 1.921 -111

di cui a l tre impres e correlate 1.300 1.770 -111

b Debiti verso fornitori 314.025 258.748 55.277

di cui fa tture ri cevute 71.730 70.995 735

di cui fatture da ri cevere 242.295 187.753 54.542

c Debiti verso parti correlate 14.552 18.192 -3.640

Verso controllanti 4.897 1.369 3.528

di cui fa tture ri cevute 2 82 -80

di cui fatture da ri cevere 4.895 1.287 3.608


Verso altre imprese correlate 9.655 16.823 -7.168

di cui fa tture ri cevute 5.092 11.882 -6.790

di cui fatture da ri cevere 4.563 4.941 -378

a+b+c Totale 330.387 278.861 51.526


78

Debiti verso altre parti correlate (euro migliaia) 31-dic-2015 31-dic-2014 Variazioni

Hera Comm Srl 1.274 3.508 -2.234

SET Spa 4.815 2.033 2.782

Herambiente Srl 3.496 3.691 -195

AMGA Energia & Servizi Srl 0 7.551 -7.551

AcegasApsAmga Spa 48 25 23

Acantho Spa 18 9 9

Uni flotte Srl 5 5 0

Totale 9.656 16.823 -7.167

La società AMGA Energia & Servizi Srl alla fine del 2014 ha trasferito l’operatività sul mercato dei

grossisti ad Hera Trading e conseguentemente ha dismesso il proprio stoccaggio e tutte le attività

elettriche per tale mercato. Pertanto a partire dal 2015 non vi sono stati più rapporti con Hera Trading.

Nota 26. Altre passività correnti


Impos ta s ul val ore aggiunto 0 3.577 -3.577

Debi ti vers o i l pers ona le 249 341 -92

Debi ti vers o Is ti tuti di Previdenza: Inps , Inpdap, Inai l 136 151 -15

Ritenute a i dipendenti 89 83 6

Accis e e addiziona l i 3 7 -5

Ti tol i di efficienza energetica ed emission trading 54 135 -81

Amministratori e Sindaci 13 0 13

Altri debi ti 15 0 15

Totale 559 4.295 -3.736

La società ha stipulato un contratto di Liquidazione di “ Iva di gruppo” nel corso del 2015, quindi i

relativi crediti e debiti d'imposta sono stati ceduti alla capogruppo Hera Spa in sede di liquidazione.

La voce “Debiti verso personale” è relativa a ferie maturate e non godute al 31 dicembre 2015, al

premio di produttività e agli stipendi contabilizzati per competenza.

La voce “Debiti verso istituti di previdenza” comprende i contributi dovuti agli enti relativamente alla

mensilità di dicembre.

Nota 27 Impegni e garanzie

Sono i seguenti:


Garanzie prestate da l la control lante nel l 'interesse del la società 733.403 769.645 -36.242

Fidejuss ioni pres tate da i s ti tuti di credi to nel l 'i nteress e del la società 234.109 264.743 -30.634

Impegni contrattua l i 69.417 109.235 -39.818

Totale 1.036.929 1.143.624 -106.694


79

Le garanzie prestate dalla controllante nell’interesse della società (733.403 migliaia di euro) riguardano

lettere di patronage per 569.420 migliaia di euro, nonché lettere di impegno per 163.983 migliaia di

euro.

Le fideiussioni prestate da istituti di credito nell’interesse della società, 69.417 migliaia di euro, si

riferiscono a garanzie prestate a fornitori di materie prime, gas ed energia elettrica, in ottemperanza ai

contratti di fornitura in essere.

Gli impegni contrattuali della società, 234.109 migliaia di euro, sono esposti per la parte che eccede i

relativi debiti già esposti in bilancio.

2.08 Compensi spettanti a Consiglieri, Sindaci e società di revisione

Di seguito viene fornita l’informativa relativa ai compensi spettanti nell’esercizio agli amministratori, ai

sindaci e alla società di revisione da Hera Trading Srl. Per compenso si intende l’emolumento spettante

al soggetto per la carica ricoperta, anche per frazione di anno, gli altri eventuali benefici di natura non

monetaria, i bonus e gli incentivi attribuiti.

Per quanto riguarda i componenti del Consiglio di Amministrazione si precisa che i compensi spettanti

per l’esercizio 2015 ammontano cumulativamente a 20 migliaia di euro.

Per quanto riguarda il Collegio Sindacale si evidenzia che i componenti attualmente in carica non

hanno percepito alcun compenso, ricoprendo i medesimi tale carica anche nella controllante Hera Spa

ed essendo già remunerati da quest’ultima ad eccezione del sindaco effettivo Elis Dall’Olio il cui

compenso risulta pari a 13 migliaia di euro.

Per quanto riguarda la società di revisione, si segnala che il compenso relativo al 2015 per la

certificazione del bilancio e il controllo contabile ammonta a complessive 48 migliaia di euro (15

migliaia di euro verso Deloitte e 33 migliaia di euro verso Pricewaterhouse), escluse le spese

forfettizzate, mentre quello per la certificazione dell’Unbundling il compenso di Pricewaterhouse

risulta pari a 10 migliaia di euro, non comprensivo di spese.

2.09 Dati di sintesi inerenti la società che esercita l’attività di direzione e

coordinamento (ai sensi degli artt. da n. 2497 c.c. a n. 2497 septies c.c.)

In ottemperanza all’art. 2497-bis, comma 4, si segnala che l’attività di direzione e coordinamento della

Società è esercitata da Hera Spa, società avente sede in Bologna, viale Berti Pichat, 2/4 c.f.

04245520376, che redige il bilancio consolidato, ed i cui dati essenziali relativi al bilancio d’esercizio

IAS vengono di seguito riportati (dati in euro).

Per un’adeguata e completa comprensione della situazione patrimoniale e finanziaria di Hera Spa al 31

dicembre 2014, nonché del risultato economico conseguito dalla società nell’esercizio chiuso a tale


80

data, si rinvia alla lettura del bilancio che, corredato della relazione della società di revisione, è

disponibile nelle forme e nei modi previsti dalla legge.

31-dic-201431-dic-2013

rettificato*

ATTIVITA’


Immobi l i zzazioni materia l i 883.762.269 873.597.657

Attivi tà immateria l i 1.817.062.373 1.774.806.725

Avviamento 187.234.466 187.234.466

Partecipazioni 941.783.079 802.065.247

Attivi tà finanzia rie 695.352.520 224.805.906

Attivi tà fi s ca l i di fferi te 5.310.233 6.255.471

Strumenti finanziari – deriva ti 103.096.277 37.559.503

Totale attività non correnti 4.633.601.217 3.906.324.975

Attività correnti

Rimanenze 11.358.990 11.449.838

Crediti commercia l i 454.922.954 468.763.872

Lavori in cors o s u ordinazione 11.455.657 19.362.712

Attivi tà finanzia rie 231.691.715 583.247.989

Attivi tà per impos te correnti 16.582.079 22.681.521

Al tre atti vi tà correnti 115.780.006 98.400.357

Dis ponibi l i tà l iquide e mezzi equiva lenti 717.800.926 839.606.600

Totale attività correnti 1.559.592.327 2.043.512.889

TOTALE ATTIVITA' 6.193.193.544 5.949.837.864

31-dic-201431-dic-2013

rettificato*


Capitale sociale e riserve

Capi ta le s ocia le 1.489.538.745 1.421.342.617

- Ris erva azioni proprie va lore nominale (19.163.321) (9.878.873)

- Oneri per aumento capita le s ocia le (437.005) (437.005)

Ri serve 614.556.114 526.941.419

- Ris erva azioni proprie va lore eccedente i l va lore

nomina le (17.577.338) (4.677.976)

Uti le (perdi ta ) portato a nuovo 6.954.715 6.954.715

Uti le (perdi ta ) del l 'eserci zio 134.514.196 143.647.034

Totale patrimonio netto 2.208.386.106 2.083.891.931


Fina nziamenti – s cadenti ol tre l ’eserci zio s ucces s i vo 2.908.469.714 2.801.429.078

Tratta mento fine rapporto ed a l tri benefici 94.830.187 86.934.748

Fondi per ri s chi ed oneri 142.194.287 122.917.505

Debiti per locazioni finanziarie – s cadenti ol tre l ’eserci zio s ucces s ivo 11.628.163 0

Strumenti finanziari – deriva ti 35.357.703 21.913.876

Totale passività non correnti 3.192.480.054 3.033.195.207

Passività correnti

Ba nche e finanziamenti – sca denti entro l ’es ercizio s ucces s ivo 149.548.148 194.712.618

Debiti per locazioni finanziarie – s cadenti entro l ’es ercizio s uccess ivo 1.466.836 0

Debiti commercia l i 422.001.277 454.056.792

Pas s ivi tà per impos te correnti 16.574.269 239.256

Al tre pas s ivi tà correnti 202.736.854 183.742.060

Totale passività correnti 792.327.384 832.750.726

TOTALE PASSIVITA' 3.984.807.438 3.865.945.933

TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA' 6.193.193.544 5.949.837.864


81

2014 2013

Ricavi 1.380.404.627 1.361.898.803

Variazi one del le rimanenze di prodotti fi ni ti e prodotti in corso di lavorazione (7.907.056) 2.212.238

Altri ricavi operativi 211.950.034 178.862.909

Consumi di materie prime e materia l i di consumo (224.089.807) (225.549.393)

Cos ti per s ervizi (746.459.714) (706.780.619)

Cos ti del persona le (264.486.101) (257.667.621)

Ammortamenti accantonamenti e sval utazioni (170.427.647) (173.654.442)

Altre spes e operative (24.509.148) (25.938.214)

Cos ti capi tal i zzati 12.791.006 12.455.593

Utile operativo 167.266.194 165.839.254

Quota di uti l i (perdi te) di imprese partecipate 91.072.734 110.888.128

Proventi fi nanziari 161.609.444 111.992.855

Oneri finanziari (248.311.948) (206.859.411)

Totale gestione finanziaria 4.370.230 16.021.572

Utile prima delle imposte 171.636.424 181.860.826

Imposte del l 'esercizio (37.122.228) (38.213.792)

Utile netto dell'esercizio 134.514.196 143.647.034

Bologna, 18 marzo 2016

Presidente del Consiglio

di Amministrazione

Luca Mandrioli


82

2.10 Relazioni della società di Revisione e del Collegio Sindacale

2.10.01 Relazione della Società di Revisione


83


84

2.10.02 Relazione del Collegio Sindacale


85


86

Fascicolo di Bilancio - Gruppo Hera · strategia di sviluppo upstream, con l’obiettivo di...

Documents

Transcript of Fascicolo di Bilancio - Gruppo Hera · strategia di sviluppo upstream, con l’obiettivo di...