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HERA TRADING SRL Socio unico Hera Spa

ESERCIZIO 2011

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CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE (durata della carica: fino all’Assemblea che approva il bilancio chiuso al 31.12.2012) Presidente Tani Bruno

Amministratore Delegato Musolesi Pietro

Giovannetti Enrico

Tommasi di Vignano Tomaso

Venier Stefano

COLLEGIO SINDACALE (durata della carica: fino all’Assemblea che approva il bilancio chiuso al 31.12.2012)

Presidente Venturini Antonio

Lolli Fernando

Santi Sergio

SOCIETA’ DI REVISIONE (durata della carica: Assemblea che approva il bilancio chiuso al 31.12.2014)

PricewaterhouseCoopers SpA

* * *

Hera Trading Srl Via Molino Rosso, 8 - 40026 Imola (BO) - Italia

Capitale sociale: € 22.600.000 i.v. C.F./P.I./ Reg. Impr. BO 02060500390

Società soggetta alla direzione ed al coordinamento di Hera Spa

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1. RELAZIONE SULLA GESTIONE AL BILANCIO CHIUSO AL 31 DICEMBRE 2011 ..................... 7

1.01 Una prospettiva strategica di Gruppo......................................................................................................... 7 1.02 Sintesi economica, patrimoniale e finanziaria ............................................................................................ 7

1.02.01 Gli indicatori finanziari ..................................................................................................................... 8 1.03 Analisi dei business.................................................................................................................................... 9

1.03.01 Scenario macroeconomico ................................................................................................................ 9 1.03.02 Scenario di riferimento.................................................................................................................... 10 1.03.03 Area Gas.......................................................................................................................................... 13 1.03.04 Area Energia Elettrica ..................................................................................................................... 18

1.04 Gestione del rischio.................................................................................................................................. 23 1.05 Organizzazione e risorse umane............................................................................................................... 24 1.06 Attività di ricerca e sviluppo .................................................................................................................... 24 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 .............................................................................. 29 1.11 Informativa richiesta dall’art. 2428 c.c., comma 3, n. 6bis, relativa all’uso di strumenti finanziari......... 29 1.12 Separazione contabile ed amministrativa (delibera n. 11/07 del 18.01.2007).......................................... 31 1.13 Andamento dei primi mesi dell’esercizio 2012 ........................................................................................ 33 1.14 Evoluzione prevedibile della gestione...................................................................................................... 33 1.15 Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del periodo .............................................................................. 33 1.16 Rapporti con la società di revisione ......................................................................................................... 34 1.17 Organismo di vigilanza ............................................................................................................................ 34 1.18 Proposte del Consiglio di Amministrazione all’Assemblea dei Soci........................................................ 35

2. BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2011 ............................................................................... 37 2.01 Conto Economico..................................................................................................................................... 38 2.02 Conto economico complessivo................................................................................................................. 38 2.03 Situazione Patrimoniale-Finanziaria......................................................................................................... 39 2.04 Rendiconto Finanziario ............................................................................................................................ 40 2.05 Prospetto delle variazioni del patrimonio netto........................................................................................ 41 2.06 Schemi di bilancio parti correlate............................................................................................................. 43

2.06.01 Conto economico – parti correlate .................................................................................................. 43 2.06.02 Situazione patrimoniale-finanziaria – parti correlate....................................................................... 44 2.06.03 Rendiconto finanziario – parti correlate .......................................................................................... 46

2.07 Note esplicative........................................................................................................................................ 47 2.08 Compensi spettanti a Consiglieri, Sindaci e società di revisione.............................................................. 79 2.09 Partecipazioni: prospetto partecipazioni .................................................................................................. 79 2.10 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. 2497septies c.c.) ................................................................................................................ 80 2.11 Relazioni della Società di Revisione e del Collegio Sindacale ................................................................ 81

2.11.01 Relazione della Società di Revisione .............................................................................................. 81 2.11.02 Relazione del Collegio Sindacale.................................................................................................... 85

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1. RELAZIONE SULLA GESTIONE AL BILANCIO CHIUSO AL 31

DICEMBRE 2011

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 mid-stream, ha costituito e costituisce tuttora supporto essenziale della più ampia strategia commerciale perseguita dal gruppo nel settore energetico. Le strategie di sviluppo del Gruppo, fin dalle sue origini, hanno mirato a consolidare la posizione dominante nel down-stream 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 down stream dell’energia elettrica ha registrato ritmi sostenuti di crescita della quota di mercato anche fuori dai territori tradizionalmente serviti con il gas. Nel 2011, nonostante la lenta ripresa economica italiana e le aumentate pressioni competitive, i clienti elettrici della società di vendita del Gruppo, Hera Comm, sono aumentati del 26% (da 383 mila a 482 mila) ed i connessi volumi di circa 2,2 TWh (da 7,8, inclusa Hera Comm Mediterranea, a 10,0 TWh). La veloce espansione delle vendite di energia è stata via via sostenuta da una concomitante strategia di sviluppo up-stream, con l’obiettivo di garantire una quota necessaria 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, una partecipazione indiretta del 5,5% in Tirreno Power, la costruzione di un impianto di co-generazione da 80MW e altri progetti sviluppati nella generazione da fonti rinnovabili, il Gruppo Hera (di seguito il “Gruppo”) ha assicurato un copertura delle vendite pari a circa il 20% a complemento delle fonti proprie. Con questo approccio Hera Trading si è progressivamente sviluppata fino a diventare un operatore riconosciuto a livello europeo, consentendo nel contempo al Gruppo di fruire di un’ampia e profittevole diversificazione di fornitori in grado di garantire una copertura “flessibile” delle vendite, di evitare/limitare il rischio commodity e di beneficiare delle condizioni di sovra-capacità del mercato italiano ingeneratesi anche per effetto della crisi economica di questi ultimi anni.

1.02 Sintesi economica, patrimoniale e finanziaria L’esercizio del periodo 01.01.2011 – 31.12.2011 della Società si è chiuso con un risultato netto di 8.881 migliaia di euro, dopo avere stanziato 5.786 migliaia di euro a titolo di imposte. L’andamento dell’esercizio preso in esame, per quanto concerne l’utile operativo netto (EBIT), pari a 14.121 migliaia di euro, registra una contrazione di 18.281 migliaia di euro originata in gran parte dalla riduzione generalizzata dei margini nel settore e dal venir meno di alcune operazioni straordinarie di trading messe in atto nel 2010 in area gas.

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Il gas gestito direttamente (non itermediato), è stato pari a 1.737 Ml di mc , in aumento del 39% rispetto al 2010; 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 3.298 Ml di mc. L’energia elettrica dispacciata per Hera Comm nell’ambito del Portafoglio Commerciale, è stata pari a 10.060 GWh, in aumento del 32% rispetto al 2010; l’energia elettrica scambiata nell’ambito del Portafoglio di Trading è stata pari a 15.268 GWh (circa l’8 % in meno di quanto “deliverato” nel 2010). I ricavi delle vendite del 2011 sono pari a 1.978.894 migliaia di euro, con un aumento di oltre il 16% rispetto all’esercizio precedente, sia per effetto dell’incremento del volume di gas trattato che dei prezzi di gas ed energia elettrica. La posizione finanziaria netta passa da 103.241 migliaia di euro al 31 dicembre 2010 a 44.263 migliaia di euro al 31 dicembre 2011, risultando dunque in contrazione. Il patrimonio netto complessivo al 31 dicembre 2011 è pari a 34.183 migliaia di euro (43.808 migliaia di euro al 31 dicembre 2010) I dipendenti della Società a fine anno 2011 sono pari a 28 unità (25 unità al 31 dicembre 2010) La Nota Integrativa fornisce un’ampia spiegazione sui criteri contabili adottati per la redazione del presente bilancio.

1.02.01 Gli indicatori finanziari

(importi in migliaia di euro) Indici di redditività/patrimoniali 31.12.2011 31.12.2010 delta % ROE (reddito netto / patrimonio netto) 26,0% 44,5% -42% ROI (risultato operativo netto / (totale attivo – disponibilità liquide) 2,4% 5,0% -52%

ROS (reddito operativo netto / totale delle vendite) 0,7% 1,9% -63% CASH FLOW sulla gestione reddituale (utile d’esercizio+ammortamenti) 9.639 23.216 -58%

CAPITALE CIRCOLANTE NETTO -28.595 -81.674 +65% POSIZIONE FINANZIARIA NETTA 44.263 106.685 -59%

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1.03 Analisi dei business

1.03.01 Scenario macroeconomico

Il 2011 è stato un anno caratterizzato da forti tensioni sul debito sovrano in area euro e da un brusco peggioramento delle prospettive economiche ascrivibili non solo a fattori temporanei. La perdurante debolezza dell’occupazione, le politiche di bilancio meno espansive dei Paesi europei e la diffusa incertezza circa la soluzione degli squilibri finanziari destano non poche preoccupazioni. In Italia, a partire dalla fine dell’estate scorsa si è registrato un brusco rallentamento dell’economia tale per cui il prodotto interno lordo (PIL) è aumentato solamente dello 0,4 % su base annua, facendo registrare un decremento dello 0,7 % nel quarto trimestre del 2011 rispetto al trimestre precedente e dello 0,5% rispetto al quarto trimestre del 2010 (stime preliminari ISAT diffuse il 15.2.2012). Le spinte inflazionistiche sono state contenute, in un quadro di moderazione dei costi e di debolezza della domanda. Negli ultimi mesi dell’anno, gli aumenti delle imposte indirette hanno determinato un rialzo dei prezzi al consumo; un ulteriore rialzo deriverà dagli aumenti delle accise sui carburanti decorrenti dall’inizio del 2012 in alcune regioni. Il recupero dell’occupazione iniziato a fine 2010 si è progressivamente arrestato e negli ultimi mesi del 2011 si è probabilmente registrata una ripresa del tasso di disoccupazione che, tra i giovani, ha ormai raggiunto il 30 %. Sul fronte delle materie prime l’anno appena concluso ha segnato una netta ripresa delle quotazioni di tutti i combustibili, concentrata soprattutto nel primo quadrimestre, che ha di fatto consolidato una tendenza rialzista già manifestatasi nel corso del 2010., Il Brent si è posizionato poco sopra i 111 $/bbl (+40 % tendenziale), superando di gran lunga le aspettative rialziste espresse dai mercati nel corso dell’anno precedente. La crescita ha toccato i livelli massimi in aprile, attestandosi oltre i 120 $/bbl, sfiorando i massimi livelli mensili toccati nell’estate 2008, per poi scendere progressivamente attorno ai 110 $/bbl a fine anno. In termini prospettici, i mercati a termine prevedono una sostanziale stabilità del prezzo nel corso del 2012, segnalando una leggera diminuzione a partire dal secondo semestre. Anche per il carbone, seppur in modo meno intenso, il 2011 ha rappresentato un anno di ulteriore ripresa dal tracollo del 2009. Le sue quotazioni sono salite a 121,5 $/MT (+20,2 % su base annua). In linea con quanto riscontrato sui mercati del petrolio e del carbone, anche sulle borse del gas, nel corso del 2011, si sono registrate quotazioni in rialzo. Sul fronte valutario, il 2011 ha evidenziato nei primi mesi un apprezzamento dell’euro vs. dollaro fino a fine agosto. A partire da settembre, i crescenti timori legati al “rischio paese” (Grecia e Italia), hanno innescato una marcata ripresa del dollaro. Il cambio medio del dollaro statunitense rispetto all’euro nel corso del 2011 è stato pari a 1,3917, riportando un incremento del 5 % rispetto a quello del 2010. Per quanto riguarda la dinamica dei tassi di interesse dell’area euro, nel corso del 2011 le tensioni sul mercato dei titoli di stato e la conseguente incertezza che si è diffusa sui mercati finanziari hanno inciso sulla raccolta delle banche soprattutto all’ingrosso; tali difficoltà hanno pesantemente influito

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sull’offerta di credito all’economia. Nonostante l’intervento della Banca centrale Europea, che ha ridotto in due occasioni il tasso ufficiale portandolo all’1%, la restrizione del credito sta incidendo pesantemente sulla possibilità di sviluppo/ripresa dell’economia.

1.03.02 Scenario di riferimento Esercizio 2011 Esercizio 2010 Variazione % Prezzo Brent Dated $/bbl 111,27 79,47 +40% Cambio $/euro 1,39 1,33 +5% Prezzo Brent Dated euro/bbl 80.06 59,75 +34%

Per quanto riguarda le commodities energetiche, il prezzo del petrolio greggio brent (ARA Spot Average) che influenza significativamente il costo unitario dei combustibili liquidi e gassosi sul mercato nazionale, ha fatto registrare valori medi superiori a quelli del 2010, passando da 79,47 $/barile a 111,27 $/barile, con una punta di 123,49 $/barile nel mese di aprile 2011. Le cause di tale incremento sono da ricondurre essenzialmente alla ripresa economica mondiale successiva alla grave crisi finanziaria del 2009. Tale embrionale ripresa si è interrotta con l’aggravarsi della situazione economica europea a partire dal mese di aprile che ha prodotto una contrazione dei consumi ed una conseguente flessione delle quotazioni fino ai minimi annuali toccati a dicembre.

Crude Oil Price - Monthly Average

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BR

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Nel 2011 il prezzo medio dell’energia in Borsa è stato pari a 72,2 €/MWh, con un aumento del 12,6% rispetto al valore di 64,1 €/MWh dell’analogo periodo del 2010. La differenza è massima negli ultimi 4 mesi dell’anno in relazione al forte incremento registrato in particolare dal costo gas per il ritardato adeguamento delle formule di prezzo agli incrementi registrati dal prezzo del Brent nella prima parte del 2011. Nel mese di maggio, anche per la coincidenza di vincoli di rete e manutenzioni di impianti di produzione, si è registrato un repentino aumento del prezzo medio a 71,3 €/MWh. La scarsissima ripresa della domanda di energia elettrica nel 2011, pari complessivamente al +0,6% rispetto all’anno precedente, l’ingresso di ulteriore capacità produttiva convenzionale in una situazione di ormai conclamata overcapacity e l’incremento di oltre il 50% della produzione da rinnovabili quali l’eolico ed il fotovoltaico, hanno fatto registrare una ulteriore riduzione dello spark spread. L’esiguo spark spread registrato, sta di fatto rendendo sempre più critico l’esercizio in equilibrio economico anche degli impianti convenzionali più moderni ed efficienti.

PUN - Italian Power Exchange Price (Monthly Average)

64,88

61,38

69,9163,4562,55

65,78

62,82

60,20

70,90

59,3661,31

66,55

65,00 66,29 68,18

74,51

71,28

65,1868,41

69,74

81,3178,61 78,47 79,37

40

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

PU

N [€

/MW

h]

2010 2011

Per quanto riguarda il gas, dopo la modesta ripresa del 2010, l’anno 2011 si chiude con una domanda pari a 77.415 Mmc, in flessione del 6% rispetto all’anno precedente ed in linea con il valore del 2009, dunque abbondantemente al di sotto dei livelli “pre crisi” del 2008. Il calo è sostanzialmente imputabile a fattori climatici, come testimonia la contrazione dei consumi domestici (-8%), e al forte sviluppo delle fonti rinnovabili, che ha indotto una sensibile riduzione dei consumi termoelettrici (-7%), pur in un contesto di domanda elettrica stabile. Nonostante la contrazione dei consumi, sotto la spinta di un Brent in rialzo, il prezzo al PSV ha continuato la sua crescita, attestandosi a 28,27 €/MWh (+21%), riagganciando quasi i livelli del 2008 (29,11 €/MWh). Il riferimento di prezzo italiano si conferma ancora come il più costoso rispetto alle quotazioni dei principali hub europei, mantenendo un differenziale di poco superiore ai 5 €/MWh. Nel mese di dicembre la tendenza rialzista ha ulteriormente accelerato, raggiungendo 33,10 €/MWh, nuovo massimo dell’ultimo bieennio.

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I maggiori operatori nazionali ma anche quelli europei, vincolati da contratti di lungo periodo direttamente con i produttori, sono incorsi anche nel 2011 nelle penalizzazioni di Take or Pay, in parte attenuate dall’interruzione delle forniture dalla Libia a causa della guerra civile, e stanno tuttora rinegoziando le condizioni contrattuali sia in termini di flessibilità che di prezzo. In questo contesto, il valore medio della Quota energia (QE) nel 2011, calcolata facendo riferimento alle Delibere dell’Autorità per l’Energia elettrica e il gas n. 134/06, 192/08, 64/09, 89/10 e 77/11, è stato pari a 28,47 € cent/mc rispetto ad un valor medio di 23,72 € cent/mc nel 2010 e ad un valore stimato di circa 35,95 € cent/mc per il 2012, quest’ultimo determinato con riferimento ai forward di metà febbraio 2012, senza peraltro tener conto dei praticamente certi interventi dell’AEEG.

Natural Gas Retail Price QE Component

32,263

29,499

26,69

25,447

24,52724,79

22,855

20,629

18,794

20,133

26,623

32,21132,861

29,086

26,201

23,794

21,16

19,91720,829

23,064

12

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22

27

32

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gen-

07

apr-

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QE

[€ce

nt/c

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1.03.03 Area Gas

- Evoluzione normativa del mercato all’ingrosso RIFORMA DEL MERCATO GAS Nell’ambito della riforma del mercato del gas, l’art. 30 della Legge n. 99/09 ha affidato al Gestore dei mercati energetici la gestione economica del mercato stesso, nonché la responsabilità della gestione dei servizi connessi alla compravendita del gas secondo criteri di merito economico. Il processo di apertura del mercato ha visto l’attivazione di una piattaforma di scambio (P-gas) gestita dal GME per l’offerta delle quote di gas importato soggette ai vincoli di cessione o ulteriori quote offerte da soggetti diversi da quelli obbligati. La piattaforma è operativa dal 10 maggio scorso ed è gestita dal GME solo in funzione di broker e non di controparte centralizzata. Nel successivo mese di dicembre, la P-gas, che avrebbe dovuto rappresentare un primo embrione di borsa del gas ma che di fatto non ha mai visto evolvere le proprie funzioni, è stata superata dall’avvio del mercato a pronti (M-gas) dove il GME svolge il ruolo di controparte centrale delle transazioni concluse dagli operatori. Il completamento della disciplina di M-gas, infine, prevede l’istituzione di un mercato a termine ancora in via di definizione. MECCANISMO STOCCAGGI VIRTUALI Nell’ambito della riforma del settore del gas, in adempimento alla delega ricevuta dalla Legge n. 99/09, il Ministero dello Sviluppo Economico ha emanato un decreto avente ad oggetto la revisione dei c.d. tetti antitrust e la disciplina di misure volte a promuovere l’accesso dei servizi di stoccaggio anche ai clienti industriali mediante la realizzazione di nuova capacità. Il provvedimento ministeriale, in primo luogo, sostituisce il meccanismo dei tetti antitrust con un sistema di soglie in base al quale ciascun soggetto che attesti di detenere una quota di mercato superiore ad una soglia predefinita è tenuto alternativamente ad assoggettasi a procedure di cessione amministrata o a realizzare progetti di implementazione della capacità di stoccaggio. Con particolare riferimento ai progetti di incremento della capacità di stoccaggio, il Ministero pubblica una lista degli interventi realizzabili/implementabili nell’ambito della quale il soggetto obbligato sceglie e presenta un progetto che deve essere approvato dal Ministero stesso su indirizzo dell’Autorità e dell’Antitrust. Tali nuove disposizioni prevedono altresì la possibilità che soggetti industriali terzi, grandi consumatori di gas naturale, partecipino alla realizzazione dei progetti in qualità di investitori. I soggetti investitori, selezionati attraverso l’espletamento di una procedura concorsuale, si aggiudicano il diritto ad utilizzare la futura capacità realizzata proporzionalmente all’impegno che si sono assunti con l’investimento. Al fine di anticipare, i benefici della disponibilità di nuova capacità in capo ai soggetti investitori, il decreto prevede che l’Autorità provveda ad introdurre misure che consentano, attraverso un meccanismo meramente finanziario, di approvvigionare e stoccare virtualmente significativi volumi di gas nei periodi di maggiore disponibilità o minore prezzo per poi utilizzarli nei periodi invernali. Per quanto riguarda lo sviluppo dei nuovi siti di stoccaggio, in aprile si sono svolte le aste per l’assegnazione della capacità da cui è stato escluso il settore termoelettrico in relazione alla priorità riconosciuta agli operatori industriali e alle PMI.

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ATTIVAZIONE DEL BILANCIAMENTO A MERCATO La riforma del mercato gas definita dal Legislatore prevedeva la revisione dei meccanismi di bilanciamento che, secondo quanto stabilito dalla Legge 130/2010, a partire dal 1° aprile 2011 dovevano essere improntati all’applicazione di criteri di ordine economico. La revisione dei meccanismi di bilanciamento, di fatto, era già stata avviata nell’anno precedente ad opera dell’Autorità con la Delibera ARG/gas 165/09. Tale provvedimento ha introdotto una nuova sessione settimanale di mercato al fine di favorire il bilanciamento ex post degli utenti che possono aggiustare le proprie posizioni relative alla settimana precedente. Nella prospettiva di adempiere la prescrizione normativa che prevede l’avvio di un bilanciamento di ordine economico, l’Autorità, a seguito del procedimento di consultazione avviato con la pubblicazione del DCO 45/10, ha adottato la delibera ARG/gas 45/11 con la quale ha introdotto un sistema di bilanciamento semplificato a mercato, in sostituzione del sistema fisico a stoccaggio, avviatosi in data 1° dicembre 2011. L’Autorità ha mantenuto in capo a Snam Rete Gas il ruolo di controparte delle transazioni per coprire le posizioni di squilibrio degli utenti, limitando il coinvolgimento del GME alla realizzazione e alla gestione della piattaforma di negoziazione destinata a rendere più liquido il sistema. In base al nuovo meccanismo, si mantengono sostanzialmente inalterate le attuali modalità di dispacciamento fisico del sistema basate sull’utilizzo dello stoccaggio e viene introdotta una sessione di mercato giornaliero della riserva in cui gli operatori offrono disponibilità di stoccaggio. In tale sessione di mercato gli utenti del bilanciamento sono obbligati ad offrire al Gestore della Rete una disponibilità di gas in prelievo o in immissione corrispondente alla capacità giornaliera loro spettante al netto delle quantità utilizzate per quel giorno gas. L’Autorità, con le successive delibere ARG/gas 15, 165 e 192 ha poi introdotto un complesso sistema di garanzie da produrre per operare sulla piattaforma di bilanciamento: tali provvedimenti sono stati peraltro oggetto di un’istanza cautelare proposta davanti al TAR Lombardia. NUOVE COMPONENTI TARIFFARIE DEL TRASPORTO Con delibera ARG/gas 177/10, l’Autorità ha definito le modalità di applicazione delle nuove componenti tariffarie di trasporto del gas naturale già istituite con la precedente ARG/com 93/10. Tali componenti, necessarie per la copertura del c.d. bonus gas (GST) e per il finanziamento di misure di risparmio energetico e sviluppo delle fonti rinnovabili (RET) sono applicate dal 1° luglio del 2010 ai prelievi dei clienti finali direttamente collegati alla rete di trasporto. Poiché, però, esse sono state definite ed attivate solo a partire dal gennaio 2011, il prelievo tariffario ha recuperato in corso d’anno l’intero ammontare necessario a coprire il mancato prelievo degli ultimi sei mesi del 2010. DEL. ARG/gas 77/11 MODIFICA QE Con la delibera n. 173/09, in data 28 dicembre 2009, l’AEEG aveva avviato un’indagine relativa alle modalità e alle condizioni di approvvigionamento del gas naturale destinato alla fornitura nell’ambito del servizio di tutela, anche al fine di valutare tempestivamente eventuali modifiche strutturali che dovessero intervenire nelle medesime condizioni.

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L’obiettivo era sostanzialmente quello di verificare quanto le forniture SPOT, resesi disponibili sul mercato in misura consistente a partire dal 2009, incidessero rispetto ai contratti di lungo termine presi a riferimento per le condizioni di approvvigionamento di cui trattasi. In esito a tale indagine e con decorrenza dall’aggiornamento relativo al quarto trimestre 2010, con la delibera 89/10, l’Autorità ha provveduto a modificare la formula di calcolo della QE inserendo un coefficiente di abbattimento del valore pari a 0.925 che, per effetto della successiva delibera 77/11, con decorrenza dal quarto trimestre 2011 è stato aggiornato a 0,935. Fatti di rilievo riferibili alla Società FINALIZZAZIONE DI NUOVI CONTRATTI DI APPROVVIGIONAMENTO E VENDITA Nel corso dei mesi di marzo e aprile sono stati finalizzati contratti di approvvigionamento di gas modulato a REMI per un volume previsto pari a circa 1.700 Mmc relativo all’anno termico 2011-12, integralmente ribaltati in vendita sui medesimi Remi ad Hera Comm (vendite intermediate) Nello stesso periodo e nei mesi successivi, sono stati finalizzati numerosi contratti per approvvigionamento di gas SPOT non modulato, con forniture all’estero, al confine e al PSV. Per quanto concerne le vendite non intermediate, con decorrenza aprile e durata 12 mesi, sono stati finalizzati contratti di fornitura su REMI di Hera Comm per un volume previsto di circa 145 Mmc. Successivamente, per quanto riguarda l’AT 2011-12, sono state finalizzate le forniture non intermediate ai REMI Hera Comm di Forli, Cesena, Lugo e Ferrara per un volume previsto di circa 450 Mmc nonché quelle relative alle vendite extra rete di Hera Comm (piano Marketing) per ulteriori 100 Mmc. Nel corso del secondo semestre, Hera Trading ha partecipato con successo alle aste organizzate da Tirreno Power per il gas relativo all’anno termico 2011-12, aggiudicandosi la fornitura di circa 200 Mmc ripartiti sugli impianti di Vado, Torvaldaliga e Napoli. A tutto ciò va aggiunta la quotidiana attività di ottimizzazione dei contratti che ha portato alla movimentazione di gas in acquisto e vendita a terzi operatori per ulteriori 1.100 Mmc circa. IMPATTO INTERRUZIONE OPERATIVITA’ GREEN STREAM Nel corso del mese di febbraio, a seguito dello scoppio della guerra civile in Libia, è stato interrotto il flusso di gas nel metanodotto Green stream. L’operatività, seppur a regime ridotto, è ripresa solamente a partire dalla seconda metà di ottobre. L’interruzione, concentratasi prevalentemente nei mesi estivi, non ha comunque causato impatti significativi sul mercato di per se in situazione di overcapacity, anzi, per certi aspetti ha attenuato i problemi di Take or Pay dei maggiori operatori coinvolti. IMPATTO MAREMOTO IN GIAPPONE Gli esperti prevedevano che la crisi nucleare giapponese e il conseguente incremento della domanda di gas del paese per la fermata di capacità da fonte atomica e le esigenze energetiche legate alla ricostruzione successiva al disastroso maremoto del marzo 2011, potessero dare una scossa al mercato internazionale del gas, sia nel brevissimo termine che nel medio periodo,contribuendo a sostenere i prezzi del Gnl, particolarmente penalizzati dalla crisi economica, dallo sviluppo dello shale gas negli USA e dall’abbondante disponibilità di capacità di liquefazione, soprattutto in Qatar. In effetti, la diversione di molti carichi di GNL dal mercato europeo verso il Giappone, ha ingenerato, nel breve termine, una chiusura dello spread fra prezzi spot e prezzi registrati dai contratti ToP di lungo periodo. Peraltro, fin dall’estate scorsa, lo spread si è decisamente riaperto in relazione ad una situazione europea che sconta tuttora un eccesso di offerta ed al fatto che i prezzi dei contratti di lungo termine hanno progressivamente internalizzato nelle formule di prezzo l’incremento del costo del petrolio.

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JOINT VENTURE CON DEPA Sulla base degli accordi raggiunti a fine 2010 con la società DEPA, nel 2011 si è congiuntamente partecipato alla procedura attivata dal Consorzio Shaa Deniz per individuare i destinatari delle forniture gas provenienti dalla concessione di estrazione che il Consorzio stesso detiene in Azerbaigian. La procedura è tuttora in corso. RINEGOZIAZIONE CONTRATTO ECONGAS Nel corso dell’estate, come previsto dalle clausole contrattuali, si è proceduto alla rinegoziazione del contratto Take or Pay quinquennale in essere con la Società austriaca Econgas. Il risultato ottenuto, a valere per gli ultimi due anni contrattuali decorrenti da ottobre 2011, è sostanzialmente in linea con le rinegoziazioni condotte da altri operatori su contratti simili. CONSEGUIMENTO QUALIFICAZIONE PER OPERARE SUL TTF Negli ultimi mesi del 2011 si è provveduto a predisporre e presentare la documentazione necessaria per qualificare Hera Trading sul Title Transfer Facility (TTF) al fine di poter operare direttamente sul più importante Trading Hub del nord Europa. RIORGANIZZAZIONE OPERATIVITA’ PER AVVIO BILANCIAMENTO A MERCATO Nel corso dell’estate è stata dedicata particolare attenzione alla ridefinizione delle procedure operative di forecasting, mercato e logistica al fine di adeguarle all’avvio del bilanciamento a mercato, avvenuto a far da dicembre. GESTIONE INVERNO 2011-12 L’inverno 2011-12, ha inizialmente avuto un andamento climatico eccezionalmente mite fino alla fine di gennaio. Nelle prime due settimane di febbraio si è poi registrata su tutto il Paese una situazione straordinariamente rigida che ha comportato particolare attenzione nella gestione delle risorse, richiedendo anche l’attivazione da parte del Ministero dello Sviluppo Economico di procedure di emergenza. Le infrastrutture sono state sottoposte a stress mai registrati prima, senza che si siano comunque verificati problemi particolari. - Dati economici del business gas Il 2011 ha visto una contrazione generalizzata dei margini nel settore midstream causata dalla forte competizione per eccesso d’offerta. Nel caso di Hera Trading non è inoltre stato possibile ripetere le operazioni straordinarie di trading che avevano caratterizzato in termini eccezionalmente positivi l’anno precedente. L’andamento climatico anormalmente mite dell’ultimo trimestre dell’anno ha inoltre ridotto, rispetto alle attese, l’erogazione da stoccaggio di gas iniettato a prezzi particolarmente competitivi. Il totale dei ricavi dell’attività gas, al netto degli autoconsumi dell’impianto Cogen Imola gestito in regime di tolling, ammonta a 994.013 migliaia di euro, di cui 663.818 migliaia di euro verso Hera Comm ed altre società commerciali del Gruppo, a fronte di un costo pari a 983.915 migliaia di euro.

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Il margine primo di business realizzato, al netto dei servizi prestati a Hera Comm, è stato di 10.098 migliaia di euro, incluso l’effetto del delta fair value del Portafoglio Concentrazione di competenza gas. I volumi venduti, ricomprendendo anche 1.561 mil/mc di gas modulato acquistato direttamente ai REMI, sono stati di 3.298 mil/mc, dei quali 2.071 mil/mc venduti a Hera Comm e ad altre Società commerciali del Gruppo e 80 mil/mc autoconsumati sull’impianto Cogen Imola. Le giacenze finali di gas in stoccaggio alla data del 31.12.2011 sono pari a 168,7 mil/mc, coerenti con la certificazione delle stesse avvenuta ad opera delle società Snam Rete Gas ed Edison Stoccaggi, con un valore di 45.157 migliaia di euro (24.820 migliaia di euro al 31.12.2010). Nel corso del 2011 Hera Trading ha inoltre fornito servizi ad Hera Comm relativamente 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 300 migliaia di euro

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1.03.04 Area Energia Elettrica

- Evoluzione normativa del mercato all’ingrosso INTERVENTI SUL MERCATO ELETTRICO In ottemperanza anche a quanto disposto nel Decreto Legge n. 185 del 29/11/2008 (recante “Misure urgenti per il sostegno a famiglie, lavoro, occupazione e impresa e per ridisegnare in funzione anti-crisi il quadro strategico nazionale”), e nella legge 2/2009 si sono concretizzati alcuni interventi sul versante del mercato elettrico tali da recepire quanto dettato dal D.L, tra cui si segnalano:

• una maggiore integrazione funzionale tra i Mercati Infragiornalieri e il Mercato dei Servizi di Dispacciamento: sono state infatti introdotte due nuove sessioni di MI (MI3e MI4) che si svolgono durante giorno di flusso e si avvicinano quindi maggiormente alla definizione europea di “mercato infragiornaliero”. Quale conseguenza, anche per MSD sono state introdotte due nuove fasi di programmazione successive alle sessioni di MI;

• l’avvio del progetto di market coupling tra il mercato elettrico italiano e queelo sloveno, finalizzato ad un uso efficiente e razionale delle infrastrutture di connessione tra i due Paesi e in coerenza con le esperienze di coupling già adottate all’estero (tra le più recenti si segnalano Francia-Germania e Francia-Belgio-Olanda);

Ai fini del completamento della riforma tracciata dal Legislatore negli interventi menzionati, residua, in particolare, l’eventuale revisione dei criteri di formazione del prezzo di borsa, dal meccanismo di prezzo marginale in vigore ad un meccanismo del tipo pay-as-bid. ASTE PER LA GESTIONE DELLE CONGESTIONI TRANSFRONTALIERE Nel 2011 i gestori di rete europei (TSOs) della zona Central West Europe e Central South Europe hanno concordato di delegare le attività per l’assegnazione delle capacità di importazione ed esportazione ad un unico soggetto, CASC EU, a vantaggio della trasparenza di tali aste e della facilità nel reperire informazioni. Il cambiamento ha reso necessaria la condivisione di regole di accesso al mercato condivise da tutti gli operatori di rete e che per l’anno 2012 sono state ancor più omogeneizzate. I regolatori e i gestori di rete coinvolti hanno promosso l’armonizzazione delle rispettive regole di gestione delle aste esplicite per l’allocazione dei diritti di utilizzo della capacità transfrontaliera, coinvolgendo anche i confini settentrionali della Svizzera, al fine di massimizzare i benefici derivanti dalla gestione unica delle procedure d’asta Le principali novità, introdotte dalle Access Rules 2012, oltre all’estensione dell’ambito geografico di applicazione, prevedono una validità temporale non predeterminata e che il soggetto partecipante alle aste sia riconosciuto utente del dispacciamento in almeno uno dei paesi in cui tali regole trovano applicazione. Gli operatori di mercato hanno quindi dovuto rivedere le proprie procedure per partecipare alle aste di allocazione dei diritti di trasmissione fisica (PTRs), gestire operativamente le eventuali capacità assegnate e adempiere in particolare alle nuove regole in merito di collaterale.

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RIFORMA DEL MECCANISMO DI CAPACITY PAYMENT Con la delibera ARG/ELT 98/11 l’AEEG ha riformulato il meccanismo di remunerazione della disponibilità di capacità produttiva di generazione elettrica (Capacity Payment). Scopo della riforma è quello di soddisfare la domanda attesa di energia elettrica con riferimento alle ore e alle zone di maggiore scarsità nell’offerta, e di definire un quadro regolatorio adeguato per il sostegno degli investimenti, anche pluriennali, per lo sviluppo di nuovi impianti di produzione. Viene quindi creato un mercato della capacità che possa offrire agli operatori segnali di prezzo in grado di permettere un contenimento e una opportuna valutazione dei rischi associati agli investimenti pluriennali in nuova capacità produttiva. REVISIONE SISTEMA DI INCENTIVAZIONE FONTI RINNOVABILI Con decreto legislativo 28/2011 sono stati confermati i principali interventi già circolati a fine 2010 in merito all’incentivazione delle fonti rinnovabili, tra cui il graduale passaggio dal sistema dei Certificati Verdi ad un meccanismo di tariffe “feed in” con aste di assegnazione per gli impianti esclusi dall’applicazione di tariffe onnicomprensive. Tuttora permane una forte incertezza per gli impianti che entreranno in esercizio dopo il 2012, dal momento che non sono ancora stati resi noti i dettagli inerenti lo svolgimento di tali aste, col rischio di scoraggiare gli investimenti nel medio periodo. Per quanto attiene la gestione del periodo di transizione dal vecchio al nuovo sistema di incentivazione, lo schema di decreto prevede la sopravvivenza del meccanismo dei Certificati Verdi fino al 2015 per gli impianti entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2012 e sostenuti attraverso questo strumento. Nell’ambito del meccanismo Certificati Verdi, fino al 2012, la quota d’obbligo a carico della produzione termoelettrica è quella fissata dalla Legge Finanziaria del 2008 che ha stabilito un regime di incremento annuale della quota di 0,75 punti percentuali (l’obbligo passa quindi al 6.8% nel 2011 e al 7.55% nel 2012), per riassorbirsi linearmente dal 2013 in poi fino ad annullarsi nel 2015. Il funzionamento del meccanismo di passaggio, infine, prevede un ritiro annuale dei certificati invenduti, rilasciati per la produzione rinnovabile dal 2011 al 2015, da parte del GSE. Il prezzo di ritiro è posto pari al 78% del prezzo applicato dal GSE per la cessione dei propri certificati verdi. NUOVA INCENTIVAZIONE PER LA COGENERAZIONE In recepimento di quanto previsto dalla Direttiva 2004/8/CE, il Ministero dello Sviluppo Economico ha emanato il decreto legislativo 20/07 avente ad oggetto la disciplina dell’incentivazione dell’energia prodotta da impianti cogenerativi operanti in regime di alto rendimento (CAR). Uno degli strumenti di incentivazione individuati dal decreto è costituito dal riconoscimento di certificati bianchi: in particolare nel decreto ministeriale del 5 settembre 2011, in attuazione al decreto 20/07, è previsto che agli impianti CAR vengano rilasciati per ciascun anno solare di produzione certificati bianchi in proporzione al risparmio di energia realizzato nell’anno di riferimento. Diversamente da quanto avviene nel mercato dei certificati bianchi convenzionali, quelli riconosciuti alla CAR potranno essere ceduti anche al Gestore dei Servizi Energetici ad un prezzo determinato dall’Autorità. L’incentivo, così definito, ha un valore di 10 anni per la CAR e di 15 anni per la CAR abbinata a teleriscaldamento. Per quanto attiene invece l’energia prodotta da impianti non CAR sempre nel decreto del 5 settembre 2011 è previsto che a tali impianti venga riconosciuto un incentivo pari al 30% di quello definito dal decreto per la CAR per un periodo di 5 anni. Al momento sono in corso da parte dei maggiori operatori richieste di chiarimento ai competenti uffici Ministeriali circa la corretta applicazione del decreto 20/07 agli impianti preesistenti, sia per quanto concerne la decorrenza nell’applicazione del decreto sia relativamente all’intervenuto superamento o meno della del. AEEG 42/02.

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- Fatti di rilievo riferibili alla Società ATTIVITA’ DI TRADING ENERGIA ELETTRICA Nel 2011 è stata ulteriormente consolidata l’attività sia mediante l’affinamento degli strumenti di supporto sviluppati all’interno sia attraverso la selezione delle controparti mediante la finalizzazione di contratti EFET. Grande attenzione è stata poi posta all’applicazione delle procedure di controllo dell’esposizione al rischio (commodity e controparte). I risultati dell’attività, ancorché in linea con quelli dell’anno precedente e con gli obiettivi del Budget, sono stati negativamente condizionati da una situazione dei mercati elettrico e dei Certificati Ambientali particolarmente depressa. OTTIMIZZAZIONE ASSET E PARTECIPAZIONE A MSD Anche nel 2011 l’attività di Ottimizzazione degli impianti di Teverola e Sparanise ed in particolare il loro impiego sul Mercato dei Servizi di Dispacciamento è stata fonte di particolare soddisfazione. La possibilità di allocare a termine la produzione attesa per il 2011 ha infatti reso possibile, in una situazione di mercato con spark spread sempre più depressi, il conseguimento di un risultato positivo in termini di ottimizzazione (spegnimento degli impianti e acquisto in Borsa dell’energia elettrica allocata a termine). I migliori risultati sono però venuti, ancora una volta, dall’impiego degli impianti sul mercato dei servizi di dispacciamento (MSD). ESERCIZIO IMPIANTO COGEN IMOLA Il 2011 è stato il secondo anno di esercizio commerciale dell’impianto COGEN Imola, operato in regime di tolling da Hera Trading. Anche in questo caso, la scelta di vendere a termine il profilo di produzione previsto per il 2011 ha consentito di generare, nel corso del 2011, un miglioramento del risultato atteso a budget. Tutto ciò, nonostante la sua caratteristica cogenerativa associata a teleriscaldamento urbano ne pregiudichi la flessibilità commerciale e la possibilità di partecipare al Mercato dei Servizi di Dispacciamento. COSTRUZIONE PORTAFOGLIO FONTI PER LA VENDITA 2012 DI HERA COMM Nel corso dell’ultimo trimestre si è provveduto a supportare Hera Comm nell’attività di costruzione del Portafoglio Fonti per l’attività commerciale del 2012. A differenza degli anni precedenti, è risultato conveniente per Hera Comm non esercitare l’opzione di ritiro dagli impianti di Teverola e Sparanise, puntando prevalentemente sull’acquisto di prodotti da piattaforma OTC, effettuati ovviamente nei momenti di mercato ritenuti più favorevoli, e sull’acquisto in borsa. A fine anno si sono poi create le condizioni per rescindere consensualmente il contratto di lungo termine in essere fra Hera Comm ed ALPIQ, non essendo stato possibile individuare condizioni di reciproco interesse in sede di rinegoziazione del prezzo. ACQUISIZIONE DIRITTI DI TRASMISSIONE PER IMPORT/EXPORT DAI PAESI CONFINANTI Nel mese di dicembre Hera Trading ha partecipato alle aste organizzate da CASC (soggetto delegato dai gestori delle reti di trasmissione europee) per l’assegnazione dei diritti fisici di trasmissione transfrontaliera di energia elettrica sulle frontiere con Francia e Austria, risultando assegnataria in import e in export su entrambe le frontiere.

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SERVIZIO DI IMPORT VIRTUALE A fine anno, in esito alla partecipazione all’asta di assegnazione del servizio di import virtuale bandita da TERNA, Hera Trading è risultata aggiudicataria per una banda da 35MW sul confine francese. QUALIFICAZIONE SUL MERCATO TEDESCO Negli ultimi mesi del 2011 si è provveduto a predisporre e presentare la documentazione necessaria per qualificare Hera Trading come utente del dispacciamento in Germania (rete AMPRION), nell’intento di rendere più efficiente ed incrementare l’operatività gia in essere sul mercato tedesco. RINEGOZIAZIONE PPA SPARANISE Nel primi mesi del 2011 si è avviata la rinegoziazione dell’Addendum al PPA di Sparanise in relazione alla sua scadenza prevista a fine maggio. Nell’occasione, ambedue le parti hanno ritenuto conveniente ed opportuno allargare la rinegoziazione al PPA stesso con l’obiettivo di rendere il tutto più coerente con l’attuale situazione di mercato. Allo stato attuale è stata trovata un’intesa sui punti più importanti e si ritiene di poter concludere definitivamente la negoziazione entro il prossimo mese di aprile. ARBITRATO EUROWATT E’ proseguito nel corso del 2011 l’iter dell’arbitrato in essere con la società Eurowatt. Nel corso di gennaio 2012 si è tenuto l’ultimo incontro fra i legali delle Parti ed il collegio arbitrale per la discussione finale. Si attende ora il deposito del lodo arbitrale che si ha ragione di credere possa essere favorevole ad Hera Trading. SVILUPPO PROGETTO TAMARETE E’ proseguito il supporto alla struttura Business Development di Hera Spa, per la definizione degli ultimi aspetti connessi con l’esercizio tecnico-commerciale (contratto O&M) dell’impianto termoelettrico di TAMARETE per il quale si stanno attendendo le ultime autorizzazione per necessarie alla messa in esercizio. - Dati economici del business energia elettrica Per quanto concerne il business energia elettrica, il 2011, nonostante la crisi economica e l’overcapacity che ha continuato a far sentire i suoi effetti sul mercato, ha confermato risultati di tutto riguardo, in particolare per il contributo ottenuto dall’esercizio su MSD degli impianti di Teverola e Sparanise. Il totale dei ricavi dall’attività nell’area elettrica (Energia Elettrica e Certificati Ambientali) ammonta a 981.006 migliaia di euro, di cui 574.953 migliaia di euro verso Hera Comm ed altre società commerciali del Gruppo, a fronte di costi pari a 965.179 migliaia di euro. Il margine primo di business realizzato, al netto dei servizi prestati a Hera Comm, è stato di 15.879 migliaia di euro, incluso l’effetto del delta fair value del Portafoglio Trading e dei certificati ambientali di competenza degli impianti termoelettrici. I volumi dispacciati per conto di Hera Comm nell’ambito del portafoglio commerciale sono stati pari a 10.060 GWh; i volumi scambiati a livello di Trading finanziario e fisico (acquisti + vendite) sono stati pari a 15.268 GWh.

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Al 31.12.2011 figurano in bilancio Certificati Verdi, esposti tra le “altre attività correnti”, per un valore di 1.104 migliaia di euro (nulla al 31.12.2010), mentre figurano Certificati Grigi (CO2) per un valore di 2.651 migliaia di euro (6.516 migliaia di euro al 31.12.2010). Nel corso del 2011 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 200 migliaia di euro.

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1.04 Gestione del rischio

Anche nel 2011, 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 di Hera Trading. Dal punto di vista organizzativo, le attività sono centralizzate in Hera Trading, rispettivamente nella funzione Gestione Rischio dell’Area Gas, per quanto concerne le esigenze di copertura lato combustibili e cambio, e nella funzione Mercato dell‘Area Energia Elettrica, per le coperture relative a contratti di elettricità non indicizzati a combustibili. Tale approccio, basato da un lato sulla creazione di un Portafoglio di Concentrazione Combustibili, dall’altro di un portafoglio di Concentrazione/Trading energia elettrica, senza generare duplicazione di competenze, ha consentito una gestione unitaria dei rischi omogenei sia di Hera Trading che di Hera Comm e, relativamente al primo portafoglio, basandosi sulla copertura per masse anziché per formule, ha consentito il conseguimento di 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.

L’attività svolta nell’ambito del Portafoglio Concentrazione, 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. Il rischio credito rappresenta l’esposizione di Hera Trading a potenziali perdite dal mancato adempimento delle obbligazioni assunte dalle controparti, in particolare in relazione alla crescente attività commerciale di vendita gas ed energia elettrica. A partire dal gennaio 2010 è divenuta pienamente operativa la Policy di Controllo e Gestione del Credito relativa alle controparti commerciali dell’Area Energia Elettrica mentre, nel corso del 2011 è divenuta operativa anche quella relativa alle controparti dell’Area Gas. Tutto ciò nell’ottica di controllare anche tale rischio che, in concomitanza con l’attuale aggravamento della crisi economica, ha assunto sempre maggiore rilevanza. Tali Policies, definite dalla Funzione Analisi e Controllo Rischi Energetici di Hera Spa con la collaborazione di Hera Trading, sono state approvate dal Comitato Rischi Energetici rispettivamente in data 1 dicembre 2009 e 25 novembre 2011.

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1.05 Organizzazione e risorse umane Nel corso del 2011 è stato avviato e implementato il progetto di Knowledge Management con gli obiettivi di: � migliorare le capacità individuali e collettive di gestione del capitale di sapere e dei processi di

apprendimento, visti come fattori chiave di competitività e capacità operativa; � favorire lo sviluppo del modello organizzativo e del sistema professionale, a fronte del positivo

superamento della fase di start-up della società; � sviluppare metodi e strumenti di gestione della conoscenza che rendano evidente la netta

caratterizzazione knowledge-intensive della società ed innovino le esperienze maturate nel Gruppo. A tal fine sono stati avviati tre cantieri di lavoro che hanno visto impegnati la totalità delle risorse di Hera Trading, e nello specifico: 1. Organizzazione della conoscenza e dei processi di trasmissione, con l’obiettivo di definire modalità

organizzative, strutturate e “leggere”, di knowledge & information exchange fra risorse umane Hera Trading, con riferimento alle competenze apprese per esperienza ed alle conoscenze acquisibili da uno scanning sistematico dell’ambiente competitivo;

2. Rappresentazione della conoscenza, finalizzato a sviluppare ed applicare modalità di rappresentazione dei saperi informali (euristiche) giudicati di particolare rilevanza per i processi di Hera Trading, rivolte a favorirne la condivisione e lo sviluppo.

3. Integrazione della conoscenza, focalizzato sulla definizione del set dei saperi minimi che dovrebbero utilmente essere posseduti da tutte le risorse che operano in Hera Trading (c.d. “saperi di integrazione” fra i diversi ruoli), nella prospettiva di assumere gli esiti del lavoro nel costituendo sistema di gestione delle risorse umane del Gruppo.

Nel corso del 2011, l’articolazione organizzativa della Società è rimasta invariata: AREA ENERGIA ELETTRICA AREA GAS e Gestione Rischio -Asset Management -Gestione Rischio -Logistica -Acquisti e vendite -Mercato -Logistica -Servizi Amm. e Controllo -Forecasting -Servizi Amm. e Controllo Al 31 dicembre 2011 i dipendenti di Hera Trading Srl risultano pari a 28 unità, con un incremento di 4 unità rispetto alla stessa data del 2010. Nell’ambito delle attività di implementazione degli strumenti informatici di supporto alle attività gas, è stato ulteriormente affinato il sistema di forecasting ed è stato completato lo sviluppo con risorse interne di un sistema di contract management che ha adeguatamente supportato il forte sviluppo dell’attività di ottimizzazione registrato negli ultimi anni e destinato ad incrementarsi ulteriormente con l’avvio dallo scorso mese di dicembre del bilanciamento a mercato; relativamente all’area energia elettrica, sempre con risorse interne, è proseguito lo sviluppo e l’implementazione di nuove funzionalità del sistema di contract management per la gestione dei deal di trading e delle attività di scheduling, settlement e billing.

1.06 Attività di ricerca e sviluppo La Società, nel corso dell’esercizio in esame, ha proseguito nell’affinamento di un programma per la previsione dei fabbisogni di gas in funzione di fattori esterni prevalentemente correlati alla meteorologia attesa, divenuto ormai indispensabile per operare con efficienza sul bilanciamento a mercato.

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1.07 Documento programmatico sulla sicurezza

Pur essendo venuto meno, con il D.L. 5 del 9 Febbraio 2012 (attualmente in attesa di conversione in legge) l'obbligo di redigere la documentazione formale denominata DPS Documento Programmatico sulla Sicurezza, per indicare le misure di sicurezza adottate, Hera Trading ha scelto di dare comunque atto delle attività svolte in corso d'anno. Hera Trading formalizzerà nel corso del marzo 2012, le attività realizzate dall’aprile 2011 ad oggi per assicurare ai dati personali trattati il livello di protezione richiesto dalla legge. Essendo la manutenzione dei sistemi informativi in capo a società del Gruppo Hera, tramite un contratto sottoscritto con la Capogruppo Hera S.p.a. che è società nominata responsabile, i documenti di Hera Trading riflettono questa impostazione e indicano che compete ad Hera S.p.a. la definizione dell'analisi del rischio e l'adozione delle misure idonee di sicurezza per tutti i trattamenti effettuati tramite strumenti elettronici. Per i nuovi assunti, nell'ottobre del 2011, è stata effettuata formazione specifica allo scopo di renderli consapevoli delle implicazioni giuridiche del trattamento di dati personali, delle istruzioni di trattamento e dei rischi correlati alle operazioni di trattamento, sia in termini generali, che in quanto dipendenti di una società del gruppo Hera. Come negli altri anni rimane in capo all'Amministratore delegato, il dott. Pietro Musolesi, il compito di esercitare tutti i poteri della società quale Titolare dei trattamenti.

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.

Rapporti con società collegate

Le società collegate sono le seguenti: FlameEnergy Gmbh Permane la partecipazione paritetica di Hera Trading e VNG-Erdgascommersz GmbH, nella società di trading FlameEnergy, con sede a Vienna. La società, fino ad ora, ha deciso di non dotarsi di personale proprio e per l’operatività si avvale di servizi prestati dai Soci. E’ attiva dal mese di settembre 2006 nel commercio all’ingrosso del gas, a partire da ottobre 2007 è divenuta operativa anche sul mercato italiano limitatamente al Punto di Scambio Virtuale (PSV) e, da ottobre 2008, è stata pienamente operativa anche per forniture modulate ai REMI. A partire da ottobre 2011, in relazione alla prevista attivazione del bilanciamento a mercato, nell’intento di non appesantirne l’attività, i Soci hanno deciso di riportarne l’operatività esclusivamente al PSV ed all’HUB di Baumgarten. Dyna Green S.r.l. Permane la partecipazione di Hera Trading nella Dyna Green, società con capitale sociale pari a € 30.000 e sede a Milano, che ha per oggetto la ricerca e lo sviluppo, per conto dei Soci, di opportunità di

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acquisto ed importazione di gas dalla Libia. Nel corso dell’Assemblea dei Soci tenutasi il 30 dicembre 2010, tale Società ha visto prorogata la propria durata fino al 31 dicembre 2013. In relazione alla evoluzione subita dal mercato gas fin dal 2009 ed a quanto avvenuto in Libia nel corso del 2011, i Soci hanno deciso prima per la sua liquidazione poi, in relazione al successivo interesse manifestato dal Socio Dyna Network di rilevarne tutte le quote non già in suo possesso, è stata revocata la decisione di liquidazione e si sta procedendo alla cessione delle quote da parte di Hera Trading e di Acea. L’assetto societario, al momento, è ancora il seguente:

• Acea 33,33% • Dyna Network 33,33% • Hera Trading 33,33%

Rapporti con controllanti Hera Trading Srl è interamente controllata da HERA S.p.A., sita in Bologna in Viale Carlo Berti Pichat 2/4, che ne è il socio unico. Nei confronti della controllante, nel corso dell’esercizio 2011, sono risultati operativi i seguenti contratti di servizio:

34 Fornitura e gestione delle flotte 35b Property e facility management: Telefonia e Connettività 35c Property e facility management: Locazione spazi attrezzati 35d Property e facility management: Vigilanza, manutenzione sedi e

servizi vari 35e Property e facility management: Servizio di pulizia ed igiene

dell’ambiente di lavoro 35g Property e facility management: Piazzali esterni 35h Property e facility management: Nolo fotocopiatrici 36 Sistemi informativi: Fornitura del servizio di information

tecnology 50 Attività di coordinamento Holding 73 Pay-Roll (elaborazione paghe) 75 Gestione rapporti col personale

Rapporti con altre società partecipate

Galsi S.p.A. Permane la partecipazione di Hera Trading nella 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 autorizzazioni. Le attività tese ad acquisire le autorizzazioni nonché il processo di procurement per la definizione puntuale del CAPEX. sono proseguiti nel corso del 2011. In aprile, gli Azionisti, constatata l’impossibilità di completare le Target Activities entro il 30 aprile 2011, hanno approvato in Assemblea la proposta di rinviare al 30 novembre 2011 la data ultima per l’assunzione della Final Investment Decision. Successivamente, nel mese di novembre, gli Azionisti

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preso atto del positivo avanzamento del percorso autorizzativo senza che peraltro vi sia stata la possibilità di concluderlo, hanno approvato in assemblea un ulteriore rinvio al 31 marzo 2012. Il progetto è stato a suo tempo inserito dalla UE fra quelli strategici ed ammesso a ricevere un contributo di 120 milioni di euro nell’ambito dell’European Recovery Plan. Nel corso del 2011 l’assetto azionario è rimasto invariato:

- Sonatrach 41,6% - Edison Gas 20,8% - Enel Power 5,6% - Hera Trading 10,4% - SFIRS 11,6%

Rapporti con altre società correlate 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 Mediterranea S.r.l. (fino al 30.11.2011, poi fusa per incorporazione in Hera Comm S.r.l.) e SET S.p.A.. Sempre con Hera Comm S.r.l. risulta in essere, fin dal 2007, un rapporto contrattuale di servizio avente per oggetto, da parte di Hera Trading, prestazioni relative al monitoraggio ed al reporting degli approvvigionamenti gas di quest’ultima, 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 (prezzati 300 migliaia di euro all’anno) e all’operatività per la sottomissione dei programmi di prelievo sulle piattaforme di scambio fisico di energia (IPEX e PCE) per quanto concerne l’energia elettrica (prezzati 200 migliaia di euro all’anno). Le parti correlate di riferimento sono di seguito elencate:

Parti correlate società collegate:

Dyna Green Srl (in liquidazione) FlameEnergy Trading Gmbh

Hera Trading S.r.l.

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Altre parti correlate (imprese controllate dalla controllante Hera Spa):

A.S.A Scpa Herasocrem Srl

Acantho Spa Marche Multiservizi Spa ex Aspes Multiservizi Spa

Acque Srl Medea Spa

Akron Spa MMS Ecologica Srl

Calorpiù Italia Scarl in liquidazione Naturambiente Srl

Consorzio Akhea Nuova Geovis Spa

Eris Scarl Romagna Compost Srl

Famula On-Line Spa Sinergia Srl

Frullo Energia Ambiente Srl SolHAr Alfonsine Srl

Gal.A. Spa SolHAr Bentivoglio Srl

Hera Comm Marche Srl SolHAr Faenza Srl

Hera Energie Srl SolHAr Ferrara Srl

Hera Energie Rinnovabili Spa ex Hera Gas Tre Spa SolHAr Modena Srl

Hera Luce Srl SolHAr Piangipane Srl

Hera Servizi Cimiteriali Srl SolHAr Ravenna Srl

Hera Servizi Funerari Srl SolHAr Rimini Srl

Hera Trading Srl Sotris Spa

Herambiente Spa Uniflotte Srl

Altre parti correlate (imprese collegate della controllante Hera Spa):

Aimag Spa Service Imola Srl

Consorzio Frullo Set Spa

Oikothen Scarl Tamarete Energia Srl

Sei Spa

Hera Trading S.r.l.

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Altre parti correlate (terzi):

Acosea Impianti Srl Fiorano Gestioni Patrimoniali Srl

Adriatica Acque Srl Fiorano Gestioni Patrimoniali Srl

Amir - asset Fondazione Flaminia

Area - asset Ghirlandina Solare Srl

Aspes Spa Holding Ferrara Servizi srl

Azimut Spa HSST - Modena Spa

Bonifica e Ambiente in liquidazione Maranello Patrimonio Srl

Calenia Energia Spa Megas Net Spa

Comune di Bologna Modena Formazione Srl

Comune di Cesena Modena Network Spa

Comune di Ferrara Natura Srl in liquidazione

Comune di Forlì Prog.Este Spa

Comune di Imola Ravenna Holding Spa

Comune di Modena Refri Srl

Comune di Ravenna Rimini Holding Spa

Comune di Rimini Romagna Acque Spa

Con.Ami Sassuolo Gestioni Patrimoniali Srl

Consorzio Ferrara Ricerche Serramazzoni Patrimonio Srl

Consorzio Italiano Compostatori Sgr Servizi Spa

Consorzio Polieco Società Intercomunale di Servizi Spa - SIS Spa in liquidazione

Democenter Sipe Scarl Società Italiana Servizi Spa - SIS Spa - asset

Energia Italiana Spa So.Sel Spa

Estense Global Service Soc.Cons. a rl Team - asset

Formigine Patrimonio Srl Torricelli Srl

Galsi Spa Unica Reti - asset

Enomondo Srl Valdisieve Cons.a rl

Eticredito – Banca Etica Adriatica Spa Winmaxer Spa

Feronia Srl

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 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.

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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 Comm, 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 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 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, 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. 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 Concentrazione/Trading energia elettrica 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.

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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). In particolare 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 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 Separazione contabile ed amministrativa (delibera n. 11/07 del 18.01.2007) L’Autorità per l’energia elettrica e il gas, con delibera del 18.01.2007, e successive modifiche e integrazioni, ha approvato il Testo integrato delle disposizioni in materia di separazione amministrativa e contabile (unbundling) per le imprese operanti nei settori dell’energia elettrica e del gas e relativi obblighi di pubblicazione e comunicazione. Come da disposizioni, nel corso del 2011 Hera Trading ha provveduto ad adempiere a tali obblighi relativamente all’esercizio 2010. I conti annuali, separati per attività e comparti, sono stati redatti nel rispetto sostanziale dei principi enunciati nella Delibera 11/07, presentando negli schemi previsti i dati esposti nel bilancio (cfr. art. 27, comma 1, lettera a). Di conseguenza, le relative poste, a livello di singola voce, coincidono nel totale con quelle del bilancio di esercizio. I rendiconti richiesti dalla Delibera sono stati redatti in forma idonea a rappresentare in modo chiaro, veritiero e corretto le situazione patrimoniale ed economica di ogni attività e dei servizi comuni come individuati dagli articoli 4 e 5 della Delibera. In accordo con la Delibera già citata, le attività oggetto di unbundling sono risultate essere per Hera Trading: - Acquisto e vendita all’ingrosso dell’energia elettrica; - Acquisto e vendita all’ingrosso del gas naturale; - Vendita ai clienti finali del gas naturale;

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- Attività gas estere - Altre attività. Il titolo III, articolo 21 (Conti Annuali Separati), comma 4, del Testo Integrato delle disposizioni dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas in merito agli obblighi di separazione amministrativa e contabile (unbundling) per le imprese operanti nei settori dell’energia elettrica e del gas e relativi obblighi di pubblicazione e comunicazione, versione modificata con deliberazione n. 253/07 e 310/07 e ARG/gas 92/08, prevede che, relativamente all’esercizio 2011, i conti annuali separati, la nota di commento e il bilancio di esercizio, accompagnati dalla relazione del revisore sui conti annuali separati, saranno trasmessi da Hera Trading all’Autorità entro novanta giorni dall’approvazione del bilancio di esercizio, attraverso la modalità telematica prevista.

Il comma 1 del medesimo articolo 21 elenca i prospetti che Hera Trading è tenuta a predisporre e a riservare all’Autorità:

a) conto economico dell’esercente, ripartito per singole attività, singoli servizi comuni e singole funzioni operative condivise, senza attribuzione alle attività dei valori relativi ai servizi comuni e alle funzioni operative condivise;

b) conto economico dell’esercente, ripartito per singole attività, singoli servizi comuni e singole funzioni operative condivise, con l’integrale attribuzione alle attività dei costi, al netto delle componenti positive di reddito, relativi ai servizi comuni e alle funzioni operative condivise;

c) conti economici, con indicazione dettagliata delle diverse componenti dei ricavi e dei costi, delle singole attività articolate in comparti, con l’integrale attribuzione alle attività e ai comparti dei costi, al netto delle componenti positive di reddito, relativi ai servizi comuni e alle funzioni operative condivise;

d) stato patrimoniale dell’esercente, ripartito per singole attività, singoli servizi comuni e singole funzioni operative condivise, senza attribuzione alle attività dei valori relativi ai servizi comuni e alle funzioni operative condivise;

e) stati patrimoniali, con indicazione dettagliata delle diverse componenti delle attività e delle passività, delle singole attività articolate in comparti, senza attribuzione alle attività e ai comparti dei valori relativi ai servizi comuni e alle funzioni operative condivise;

f) prospetto riepilogativo della movimentazione delle immobilizzazioni materiali e immateriali relativi alle attività, ai servizi comuni, alle funzioni operative condivise ed ai comparti senza attribuzione alle attività delle poste patrimoniali relative ai servizi comuni e alle funzioni operative condivise;

g) prospetto riepilogativo della movimentazione delle immobilizzazioni materiali e immateriali relativi alle attività, ai servizi comuni, alle funzioni operative condivise ed ai comparti con l’integrale attribuzione alle attività delle poste patrimoniali relative ai servizi comuni e alle funzioni operative condivise;

h) nota di commento dei conti annuali separati di cui alle precedenti lettere da redigere in base a quanto previsto all’Articolo 27.

Come specificato nel comma 2 del medesimo articolo, i conti annuali separati, di cui al comma 21.1 sono sottoposti a revisione contabile. La revisione contabile è effettuata dallo stesso soggetto cui ai sensi di legge è demandato il controllo contabile sulla società.

Oltre a quanto sopra indicato, Hera Trading presenterà, come previsto dal sistema AEEG di raccolta dei dati unbundling in modalità telematica, grandezze tecnico-fisiche e grandezze monetarie (Cfr. Manuale

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d’uso del sistema di racconta dei dati unbundling in modalità telematica, ai sensi della Delibera 11/07, v. 1.2).

1.13 Andamento dei primi mesi dell’esercizio 2012

Nel corso dei primi mesi dell’esercizio 2012 non si sono verificati eventi degni di nota.

1.14 Evoluzione prevedibile della gestione Sul fronte elettrico, la prevista stagnazione dei consumi e l’attivazione di ulteriore produzione, in particolare da fonte rinnovabile, confermerà l’elevato livello di competizione tra i produttori di energia elettrica con un diretto impatto sullo spark spread degli impianti termolettrici alimentati a gas, ormai ridotto a livelli prossimi allo zero. Si preannunciano in riduzione anche le opportunità sul Mercato dei Servizi di Dispacciamento in relazione alle ulteriori modifiche attivate nel corso del 2011. Sul fronte del gas, la situazione del mercato italiano, si confermerà ancora con un pesante eccesso d’offerta in conseguenza delle nuove infrastrutture entrate in produzione nel corso del 2009 e con la forte riduzione dei consumi registrata nel 2011 principalmente per ragioni climatiche. Per quanto riguarda i prezzi, i contratti di lungo termine sono destinati a scontare la crescita in atto delle quotazioni del petrolio, mentre il prezzo dei contratti SPOT sul mercato italiano risulterà fortemente condizionato dalla messa a disposizione del mercato della capacità inutilizzata sui metanodotti Transitgas e TAG. Sul fronte prettamente commerciale, è prevedibile una sempre maggiore competizione sui clienti finali da parte dei maggiori operatori, nell’intento di recuperare quote di mercato ed evitare/ridurre il rischio di incorrere nel take or pay dei contratti di approvvigionamento di lungo periodo, ancorchè tali vincoli siano in parte stati attenuati nell’ambito delle rinegoziazioni concluse o in corso. Per quanto riguarda Hera Trading, sul fronte elettrico cercherà di trarre vantaggio, per quanto possibile, dalla partecipazione al Mercato dei Servizi di Dispacciamento e dall’esercizio su MGP della produzione degli impianti di Teverola, Sparanise e dalla ottimizzazione della produzione di Cogen Imola già venduta a termine nel corso del 2011. Sul fronte gas, verrà posta particolare attenzione alla presa di posizione relativa ai contratti del prossimo anno termico 2012-13. Si pensa di procedere, per quanto possibile, alla costruzione del portafoglio fonti in parallelo al portafoglio impieghi, evitando esposizioni elevate soprattutto lato acquisto. Su ambedue le linee di business si cercherà infine di cogliere opportunità dalle attività di trading e di ottimizzazione sul breve termine.

1.15 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.

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1.16 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 PricewaterhouseCoopers SpA per gli esercizi dal 2006 al 2014, unitamente alle attività di verifica trimestrale.

1.17 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. I fatti di reato rilevanti sono i reati nei confronti della Pubblica Amministrazione e i reati societari commessi nell'interesse delle società. 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, anche alla luce delle disposizioni introdotte dalla legge 123/07, 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. 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 in data 14 maggio 2008 e composto dal responsabile internal auditing di Hera Spa quale presidente, dal direttore 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.

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1.18 Proposte del Consiglio di Amministrazione all’Assemblea dei Soci

Signori soci, il bilancio della Vostra società, al 31 dicembre 2011, chiude con un utile netto di € 8.881.221,61. Qualora concordiate con i criteri seguiti nella redazione del bilancio e con i principi e metodi contabili ivi utilizzati, preso atto delle relazioni del Collegio Sindacale e della società di revisione al bilancio chiuso al 31 dicembre 2011, Vi proponiamo, pertanto: • di approvare la relazione degli amministratori sull’andamento della gestione; • di approvare il bilancio dell’esercizio chiuso al 31 dicembre 2011 nel suo insieme e nelle singole

appostazioni; • di destinare l’utile di € 8.881.221,61 nel modo seguente:

� il 5%, pari ad € 444.061,08 alla Riserva Legale; � il residuo, pari ad € 8.437.160,53, quale dividendo da distribuirsi al socio unico Hera Spa.

Bologna, 19 marzo 2012 Il Presidente del Consiglio di Amministrazione F.to Bruno Tani

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HERA TRADING SRL

2. BILANCIO D’ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 2011

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2.01 Conto Economico

note 2011 2010

Ricavi 1 1.978.893.219 1.699.727.627

Altri ricavi operativi 2 61.108 60.554

Consumi di materie prime e materiali di consumo (al netto della

variazione delle rimanenze di materie prime e scorte)3 -1.919.896.516 -1.620.947.856

Costi per servizi 4 -41.838.312 -40.491.939

Costi del personale 5 -1.769.228 -1.603.566

Ammortamenti e accantonamenti 6 -757.841 -3.735.144

Altre spese operative 7 -571.545 -608.161

Utile operativo 14.120.885 32.401.515

Quota di utili (perdite) di imprese partecipate 8 600.000 -217.612

Proventi finanziari 9 186.274 217.231

Oneri finanziari 9 -239.791 -227.881

Totale gestione finanziaria 546.483 -228.262

Utile prima delle imposte 14.667.368 32.173.253

Imposte del periodo 10 -5.786.146 -12.692.446

Utile netto dell’esercizio 8.881.222 19.480.807

2.02 Conto economico complessivo

2011 2010

Utile / (perdita) netto dell'esercizio 8.881.222 19.480.807

- componenti del conto econimico complessivo 0 0

Totale Utile / (perdita) complessivo dell'esercizio 8.881.222 19.480.807

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2.03 Situazione Patrimoniale-Finanziaria

note 31-dic-2011 31-dic-2010

ATTIVITA’

Attività non correnti

Attività Immateriali 11 6.613.989 6.961.426

Partecipazioni 12 12.113.499 12.113.499

Attività finanziarie 13 25.000 0

Attività fiscali differite 14 266.199 328.471

Totale attività non correnti 19.018.687 19.403.396

Attività correnti

Rimanenze 15 48.290.374 29.991.600

Crediti commerciali 16 440.333.146 472.953.968

Attività finanziarie 17 22.548.386 105.239.465

Strumenti finanziari – derivati 18 45.492.986 17.714.896

Attività per imposte correnti 19 2.072.224 0

Altre attività correnti 20 15.503.320 9.027.457

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 21 21.689.665 1.445.241

Totale attività correnti 595.930.101 636.372.627

TOTALE ATTIVITA' 614.948.788 655.776.023

note 31-dic-2011 31-dic-2010

PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA’

Capitale sociale e riserve 22

Capitale sociale 22.600.000 22.600.000

Riserve 2.701.319 1.727.279

Utile (perdita) dell'esercizio 8.881.222 19.480.807

Totale patrimonio netto 34.182.541 43.808.086

Passività non correnti

Trattamento fine rapporto ed altri benefici 23 196.489 167.910

Fondi per rischi ed oneri 24 124.998 280.000

Passività fiscali differite 25 157.693 157.693

Totale passività non correnti 479.180 605.603

Passività correnti

Debiti commerciali 26 525.901.896 584.242.391

Passività per imposte correnti 27 0 2.052.160

Altre passività correnti 28 387.589 5.547.357

Strumenti finanziari – derivati 18 53.997.582 19.520.426

Totale passività correnti 580.287.067 611.362.334

TOTALE PASSIVITA' 580.766.247 611.967.937

TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA' 614.948.788 655.776.023

Hera Trading S.r.l.

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2.04 Rendiconto Finanziario

euro 2011 2010

Risultato ante imposte 14.667.368 32.173.253

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

Ammortamenti e perdite di valore di immobilizzazioni immateriali 397.437 394.496

Accantonamenti ai fondi 393.301 3.364.660

Dividendi (600.000) (200.000)

(Proventi) / Oneri finanziari 53.517 10.650

(Plusvalenze) / Minusvalenze e altri elementi non monetari (inclusa valutazione derivati su commodities)7.113.073 (4.854.399)

Variazione fondi rischi e oneri (305.406) (60.648)

Variazione fondi per benefici a dipendenti (7.359) 4.253

Totale cash flow da attività operativa, prima delle variazioni del capitale circolante netto 21.711.931 30.832.265

Incremento / (Decremento) di rimanenze (20.336.624) (7.210.730)

Incremento / (Decremento) di crediti commerciali 34.448.672 13.529.923

Incremento / (Decremento) di debiti commerciali (58.340.495) 12.348.117

Incremento / (Decremento) di altre attività/passività correnti (1.580.440) (406.698)

Variazione del capitale circolante netto (45.808.887) 18.260.612

Dividendi incassati 600.000 200.000

Interessi attivi e altri proventi finanziari incassati 186.274 217.231

Interessi passivi e altri oneri finanziari pagati (236.750) (226.241)

Imposte pagate (20.317.456) (10.047.684)

Disponibilità generate dall'attività operativa (a) (43.864.888) 39.236.183

Investimenti in attività immateriali (50.000) (50.001)

Investimenti in imprese e rami aziendali al netto delle disponibilità liquide 0 (2.083.968)

Incremento / (Decremento) di altre attività d'investimento 82.666.079 (38.463.481)

Disponibilità generate / (assorbite) dall'attività di investimento (b) 82.616.079 (40.597.450)

Dividendi distribuiti (18.506.767) (9.292.065)

Altre variazioni minori 0 0

Disponibilità generate / (assorbite) dall'attività di finanziamento (c) (18.506.767) (9.292.065)

Incremento / (Decremento) disponibilità liquide (a+b+c) 20.244.424 (10.653.332)

Variazione della posizione finanziaria netta

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti all'inizio dell'esercizio 1.445.241 12.098.573

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti alla fine dell'esercizio 21.689.665 1.445.241

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2.05 Prospetto delle variazioni del patrimonio netto

€/000

Capitale sociale Riserve Utile dell’esercizio Patrimonio netto

Saldo al 1° gennaio 2010 22.600 3.176 7.843 33.619

Utile dell'esercizio 19.481 19.481

Altri componenti del risultato complessivo 0

Totale Utile Complessivo del periodo 0 0 19.481 19.481

Ripartizione dell’utile 2009:

- dividendi distribuiti (9.292) (9.292)

- destinazione a riserva (1.449) 1.449 0

Saldo al 31 dicembre 2010 22.600 1.727 19.481 43.808

€/000

Capitale sociale Riserve Utile dell’esercizio Patrimonio netto

Saldo al 1° gennaio 2011 22.600 1.727 19.481 43.808

Utile dell'esercizio 8.881 8.881

Altri componenti del risultato complessivo 0

Totale Utile Complessivo del periodo 0 0 8.881 8.881

Ripartizione dell’utile 2010:

- dividendi distribuiti (18.507) (18.507)

- destinazione a riserva 974 (974) 0

Saldo al 31 dicembre 2011 22.600 2.701 8.881 34.182

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2.06 Schemi di bilancio parti correlate

2.06.01 Conto economico – parti correlate

di cui Correlate

Note 2011 A B C D Totale %

Conto Economico

Ricavi 1 1.978.893.219 5.861.411 4.094.011 1.241.713.048 1.251.668.470 63,25%

Altri ricavi operativi 2 61.108 51.122 1.228 52.350 85,67%

Consumi di materie prime e materiali di

consumo (al netto della variazione delle

rimanenze di materie prime e scorte) 3 (1.919.896.516) (15.628.777) (17.792.576) (75.048.264) (108.469.617) 5,65%

Costi per servizi 4 (41.838.312) (13.060.792) (239.818) (118.570) (13.419.180) 32,07%

Costi del personale 5 (1.769.228)

Ammortamenti e accantonamenti 6 (757.841)

Altre spese operative 7 (571.545) (301) (7) (308) 0,05%

Utile operativo 14.120.885

Quota di utili (perdite) di imprese partecipate 8 600.000 600.000 600.000 100,00%

Proventi finanziari 9 186.274 116.790 116.790 62,70%

Oneri finanziari 9 (239.791)

Totale gestione finanziaria 546.483

Utile prima delle imposte 14.667.368

Imposte del periodo 10 (5.786.146)

Utile netto dell'esercizio 8.881.222

Note 2010 A B C D Totale %

Conto Economico

Ricavi 1 1.699.727.627 2.891.037 275.496 959.186.000 962.352.533 56,62%

Altri ricavi operativi 2 60.554 49.721 1.219 50.940 84,12%

Consumi di materie prime e materiali di

consumo (al netto della variazione delle

rimanenze di materie prime e scorte) 3 (1.620.947.856) (12.758.106) (12.256.844) (53.800.593) (78.815.543) 4,86%

Costi per servizi 4 (40.491.939) (14.777.980) (192.437) (28.161) (14.998.578) 37,04%

Costi del personale 5 (1.603.566)

Ammortamenti e accantonamenti 6 (3.735.144)

Altre spese operative 7 (608.161) (20) (20) 0,00%

Utile operativo 32.401.515

Quota di utili (perdite) di imprese partecipate 8 (217.612) (217.612) (217.612) 100,00%

Proventi finanziari 9 217.231 215.553 215.553 99,23%

Oneri finanziari 9 (227.881)

Totale gestione finanziaria -228.262

Utile prima delle imposte 32.173.253

Imposte del periodo 10 (12.692.446)

Utile netto dell'esercizio 19.480.807

Legenda intestazione colonne parti correlate: A controllanti B imprese controllate C imprese collegate D altre parti correlate

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2.06.02 Situazione patrimoniale-finanziaria – parti correlate

di cui Correlate

Note 31-dic-2011 A B C D Totale %

Attività

Attività non correnti

Attività Immateriali 11 6.613.989

Partecipazioni 12 12.113.499 1.589.964 10.523.535 12.113.499 100,00%

Attività finanziarie 13 25.000 25.000 25.000 100,00%

Attività fiscali differite 14 266.199

Totale attività non correnti 19.018.687

Attività correnti

Rimanenze 15 48.290.374

Crediti commerciali 16 440.333.146 1.345.820 273.788.033 275.133.853 62,48%

Attività finanziarie 17 22.548.386 22.045.841 22.045.841 97,77%

Strumenti finanziari - derivati 18 45.492.986 2.700.781 2.700.781 5,94%

Attività per imposte correnti 19 2.072.224

Altre attività correnti 20 15.503.320 5.758.361 2.290.168 8.048.529 51,91%

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 21 21.689.665

Totale attività correnti 595.930.101

TOTALE ATTIVITA' 614.948.788

Note 31-dic-2010 A B C D Totale %

Attività

Attività non correnti

Attività Immateriali 11 6.961.426

Partecipazioni 12 12.113.499 1.589.964 10.523.535 12.113.499 100,0%

Attività fiscali differite 14 328.471

Totale attività non correnti 19.403.396

Attività correnti

Rimanenze 15 29.991.600

Crediti commerciali 16 472.953.968 3.702.544 - 7.150 251.805.575 255.515.269 54,03%

Attività finanziarie 17 105.239.465 101.076.717 101.076.717 96,04%

Strumenti finanziari - derivati 18 17.714.896 4.543.591 4.543.591 25,65%

Attività per imposte correnti 19 0

Altre attività correnti 20 9.027.457 29.565 48.804 78.369 0,87%

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 21 1.445.241

Totale attività correnti 636.372.627

TOTALE ATTIVITA' 655.776.023

Legenda intestazione colonne parti correlate: A controllanti B imprese controllate C imprese collegate D altre parti correlate

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di cui Correlate

Note 31-dic-2011 A B C D Totale %

Patrimonio Netto e Passività

Capitale Sociale e riserve 22

Capitale Sociale 22.600.000

Riserve 2.701.319

Utile/perdita del periodo 8.881.222

Totale patrimonio netto 34.182.541

Passività non correnti

Trattamento fine rapporto ed altri benefici 23 196.489

Fondi per rischi ed oneri 24 124.998

Passività fiscali differite 25 157.693

Totale passività non correnti 479.180

Passività correnti

Debiti commerciali 26 525.901.896 16.526.420 1.209.389 19.239.014 36.974.823 7,03%

Passività per imposte correnti 27 0

Altre passività correnti 28 387.589

Strumenti finanziari - derivati 18 53.997.582 12.124.404 12.124.404 22,45%

Totale passività correnti 580.287.067

TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA' 614.948.788

Note 31-dic-2010 A B C D Totale %

Patrimonio Netto e Passività

Capitale Sociale e riserve 22

Capitale Sociale 22.600.000

Riserve 1.727.279

Utile/perdita del periodo 19.480.807

Totale patrimonio netto 43.808.086

Passività non correnti

Trattamento fine rapporto ed altri benefici 23 167.910

Fondi per rischi ed oneri 24 280.000

Passività fiscali differite 25 157.693

Totale passività non correnti 605.603

Passività correnti

Debiti commerciali 26 584.242.391 99.819.141 2.426.534 14.379.296 116.624.971 19,96%

Debiti per imposte correnti 27 2.052.160

Altre passività correnti 28 5.547.357 5.046.429 5.046.429 90,97%

Strumenti finanziari - derivati 18 19.520.426 5.253.700 5.253.700 26,91%

Totale passività correnti 611.362.334

TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA' 655.776.023

Legenda intestazione colonne parti correlate: A controllanti B imprese controllate C imprese collegate D altre parti correlate

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2.06.03 Rendiconto finanziario – parti correlate

euro 2011 di cui correlate

Risultato ante imposte 14.667.368

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

Ammortamenti e perdite di valore di immobilizzazioni immateriali 397.437

Accantonamenti ai fondi 393.301

Dividendi (600.000) (600.000)

(Proventi) / Oneri finanziari 53.517 (116.790)

(Plusvalenze) / Minusvalenze e altri elementi non monetari (inclusa valutazione derivati su commodities)7.113.073 (679.694)

Variazione fondi rischi e oneri (305.406)

Variazione fondi per benefici a dipendenti (7.359)

Totale cash flow da attività operativa, prima delle variazioni del capitale circolante netto 21.711.931 (1.396.484)

Incremento / (Decremento) di rimanenze (20.336.624)

Incremento / (Decremento) di crediti commerciali 34.448.672 (162.817.731)

Incremento / (Decremento) di debiti commerciali (58.340.495) (79.650.148)

Incremento / (Decremento) di altre attività/passività correnti (1.580.440) (2.547.392)

Variazione del capitale circolante netto (45.808.887) (245.015.271)

Dividendi incassati 600.000 600.000

Interessi attivi e altri proventi finanziari incassati 186.274 116.790

Interessi passivi e altri oneri finanziari pagati (236.750)

Imposte pagate (20.317.456) (10.469.198)

Disponibilità generate dall'attività operativa (a) (43.864.888)

Investimenti in attività immateriali (50.000)

Investimenti in imprese e rami aziendali al netto delle disponibilità liquide 0

Incremento / (Decremento) di altre attività d'investimento 82.666.079 79.005.876

Disponibilità generate / (assorbite) dall'attività di investimento (b) 82.616.079

Dividendi distribuiti (18.506.767) (18.506.767)

Disponibilità generate / (assorbite) dall'attività di finanziamento (c) (18.506.767)

Effetto variazione cambi su disponibilità liquide (d)

Incremento / (Decremento) disponibilità liquide (a+b+c+d) 20.244.424

Variazione della posizione finanziaria netta

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti all'inizio dell'esercizio 1.445.241

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti alla fine dell'esercizio 21.689.665

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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, certificati ambientali nonché della gestione operativa del rischio cambio e commodity. La ragione sociale di Hera Trading S.r.l. è stata assunta a seguito di assemblea straordinaria del 23 Aprile 2004, integrando l’oggetto sociale e sostituendo la precedente denominazione sociale di Eos Energia S.p.a., società, in quel momento, non operativa. Sempre a far data dal 23 Aprile 2004, la sede della società è stata trasferita da Ravenna, Via Romea Nord n° 180/182, ad Imola, Via Molino Rosso n°8. A decorrere dal 1° luglio 2004, a seguito di uno spin-off delle attività di Acquisto e Trading di Hera Comm S.r.l. (società anch’essa controllata da Hera S.p.a.), Hera Trading S.r.l. ha iniziato ad operare, ponendosi come unica interfaccia del Gruppo Hera verso il mercato all’ingrosso dell’energia. 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 dall’esercizio chiuso al 31 dicembre 2010 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 2011 è stato approvato dal consiglio di amministrazione del 19 marzo 2012.

Principi contabili e criteri di valutazione

Il presente bilancio al 31 dicembre 2011, 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), nonché ai provvedimenti emanati in attuazione dell’art. 9 del decreto legislativo n.38/2005 (di seguito congiuntamente “IFRS”).

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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. Nel corso dell’esercizio 2011 non si sono verificate operazioni non ricorrenti significative.

Schemi di bilancio

Gli schemi utilizzati sono quelli previsti dallo Ias 1 Revised. Lo schema utilizzato per il conto economico è “a scalare” con le singole voci analizzate per natura, ritenuto il più idoneo a rappresentare i risultati aziendali, oltre ad essere utilizzato anche dai principali competitors ed in linea con la prassi internazionale. 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. Si precisa che la struttura del rendiconto finanziario è stata modificata rispetto all’esercizio precedente al fine di meglio rappresentare gli effettivi flussi finanziari dell’esercizio in termini di gestione operativa, finanziaria e di investimento. A seguito di tale miglioramento sono stati coerentemente riclassificati i valori dell’esercizio precedente al fine di consentire una diretta comparabilità dei dati. Il prospetto delle variazioni di patrimonio netto è stato predisposto secondo le disposizioni dello Ias 1 revised. Lo Ias 1 revised, relativo alla presentazione del bilancio, richiede specifica evidenza nel conto economico dei proventi/oneri delle transazioni effettuate con i “non soci”. Le eventuali variazioni relative a tali transazioni sono evidenziate in un prospetto separato (conto economico complessivo) ed evidenziate separatamente nel prospetto delle variazioni del patrimonio netto. Si precisa inoltre che, in merito agli schemi di bilancio, sono stati inseriti specifici prospetti supplementari di conto economico, situazione patrimoniale-finanziaria e rendiconto finanziario, con evidenza dei rapporti con parti correlate. 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, valuta funzionale della società.

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I prospetti contabili della situazione patrimoniale-finanziaria, di conto economico, di conto economico complessivo ed il rendiconto finanziario sono espressi in unità di euro, i dati inseriti nelle note esplicative e nella 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.

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 ammortizzate 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

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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 – Le partecipazioni iscritte in questa voce si riferiscono ad investimenti aventi carattere durevole. Partecipazioni in imprese controllate - Una controllata è un’impresa nella quale la società è in grado di esercitare il controllo. Il controllo è il potere di determinare le politiche finanziarie e gestionali di un’entità al fine di ottenere i benefici delle sue attività. 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. 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

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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.

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 per i dipendenti - Le passività relative ai programmi a benefici definiti (quali il TFR) 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. La

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porzione del valore netto cumulato degli utili e delle perdite attuariali che eccede del 10% il valore attuale dell’obbligazione a benefici definiti al termine del precedente esercizio è ammortizzata sulla rimanente vita lavorativa media dei dipendenti (metodo del corridoio). 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. Presentando la Società un numero di dipendenti inferiore alle 50 unità, gli effetti della Legge Finanziaria del 27 dicembre 2006 n. 296, incidono solamente per i dipendenti che hanno aderito volontariamente ad un fondo pensione. Il TFR relativo ai dipendenti che non hanno esercitato tale opzione continua ad essere configurabile come un piano a benefici 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.

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

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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 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;

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• 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. La passività per imposte correnti è calcolata utilizzando aliquote vigenti alla data del bilancio ed è iscritta alla voce “passività per imposte correnti”. Nella determinazione delle imposte dell’esercizio, la Società ha tenuto in debita considerazione gli effetti derivanti dalla riforma fiscale Ias introdotta dalla L. 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 valgono, anche in deroga alle disposizioni del Tuir, “i criteri di qualificazione, imputazione temporale e classificazione in bilancio previsti da detti principi contabili”. Ai fini dell’Ires la società ha aderito al c.d. “consolidato nazionale” con la controllante Hera Spa, unitamente alle principali società controllate del Gruppo. A tal fine è stato stipulato un apposito contratto per la regolamentazione delle partite fiscali trasferite con specifico riferimento alle imposte correnti. Le imposte anticipate e differite calcolate in sede di determinazione del reddito delle controllate non vengono trasferite alla controllante Hera Spa ma permangono in capo alla singola controllata. 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. Le imposte differite e anticipate sono determinate sulla base delle aliquote di imposta vigenti al momento di rilevazione delle differenze temporanee. Eventuali variazioni, conseguenti a modifiche

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delle imposte e/o delle aliquote, sono rilevate nell’esercizio in cui le nuove disposizioni entrano in vigore e sono effettivamente applicabili. 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. Principi contabili, emendamenti ed interpretazioni applicati dal primo gennaio 2011

A partire dal primo gennaio 2011 risultano applicabili, obbligatoriamente, i seguenti principi contabili e interpretazioni, avendo già concluso il processo di endorsement comunitario. Modifiche allo Ias 32 “Strumenti finanziari: esposizione nel bilancio” (regolamento 1293/2009). Tali modifiche sono relative in particolare alla classificazione in bilancio di diritti emessi (warrant e opzioni). Modifica all’ Ifrs 1 “Prima adozione degli International Financial Reporting Standards” (regolamento 574/2010), esenzione limitata dall’informativa comparativa prevista dall’ Ifrs 7 per i neo-utilizzatori. Ias 24 revised “Informativa di bilancio sulle operazioni con parti correlate” (regolamento 632/2010). La modifica chiarisce la definizione di «parte correlata» e semplifica l’informativa richiesta in caso di transazioni con parti correlate controllate dallo Stato. Modifica all’ Ifric 14 “Pagamenti anticipati relativi a una previsione di contribuzione minima” (regolamento 633/2010). L’obiettivo delle modifiche è eliminare una conseguenza indesiderata dell’ Ifric 14 nei casi in cui un’entità, soggetta ad una previsione di contribuzione minima, effettua un pagamento anticipato di contributi per cui in determinate circostanze l’entità che effettua tale pagamento anticipato sarebbe tenuta a contabilizzare una spesa. Nel caso in cui un piano a benefici definiti è soggetto ad una previsione di contribuzione minima, la modifica all’Ifric 14 impone di trattare questo pagamento anticipato come un’attività, alla stregua di qualsiasi altro pagamento anticipato. Ifric 19 “Estinzione di passività finanziarie con strumenti rappresentativi di capitale” (regolamento 662/2010). La finalità dell’interpretazione è fornire orientamenti sulla contabilizzazione, da parte del

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debitore, degli strumenti rappresentativi di capitale emessi per estinguere interamente o parzialmente una passività finanziaria a seguito della rinegoziazione delle relative condizioni. In data 6 maggio 2010 l'International Accounting Standards Board (Iasb) ha pubblicato ulteriori “Miglioramenti agli International Financial Reporting Standard”, successivamente adottato dall’Unione Europea con il Regolamento 149/2011. Tali miglioramenti comprendono principalmente modifiche ai seguenti principi contabili internazionali esistenti:

• Improvement Ifrs 3 “Aggregazioni aziendali”: la modifica chiarisce che le componenti di interessenze di pertinenza di terzi che non danno diritto ai possessori a ricevere una quota proporzionale delle attività nette della controllata devono essere valutate al fair value o secondo quanto richiesto dai principi contabili applicabili. E’ inoltre approfondito il tema dei piani di pagamento basati su azioni che sono sostituiti nell’ambito di un’aggregazione aziendale, aggiungendo una guida specifica per chiarirne il trattamento contabile.

• Improvement Ifrs 7 “Strumenti finanziari - informazioni integrative”: la modifica fornisce chiarimenti sull’interazione tra le informazioni integrative di tipo qualitativo e quelle di tipo quantitativo relativamente ai rischi inerenti gli strumenti finanziari. Viene inoltre eliminata la richiesta di informativa circa le attività finanziarie scadute ma che risultano rinegoziate o svalutate.

• Improvement Ias 1 “Presentazione del bilancio”: la modifica richiede che sia presentata nelle note o negli schemi di bilancio la riconciliazione delle variazioni dei singoli componenti del patrimonio netto.

• Improvement Ias 34 “Bilanci intermedi”: la modifica riguarda chiarimenti circa le informazioni aggiuntive richieste ai fini della redazione dei bilanci intermedi.

Principi contabili, emendamenti ed interpretazioni omologati dall’Unione Europea ma non

ancora applicabili e non adottati in via anticipata dalla Società

A partire dal primo gennaio 2012 risulterà applicabile obbligatoriamente la seguente modifica ai principi contabili, avendo già concluso il processo di endorsement comunitario: Modifiche IFRS 7 – “Strumenti finanziari: Informazioni aggiuntive”, la modifica, applicabile ai bilanci degli esercizi che hanno inizio successivamente al primo luglio 2011, promuove la trasparenza nell’informativa di bilancio sulle operazioni di trasferimento (derecognition) delle attività finanziarie in portafoglio migliorando l’informativa relativa ai rischi rimasti in capo al soggetto che ha effettuato il trasferimento e gli effetti sulla posizione finanziaria, in particolar modo se tali trasferimenti sono effettuati al termine di un periodo contabile. Si ritiene che l’adozione di tali modifiche e miglioramenti non comporterà effetti significativi sul bilancio della Società.

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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 aggiornamenti dei principi Ifrs (già approvati dallo Iasb), nonché le seguenti interpretazioni ed emendamenti:

• Ifrs 9 “Strumenti finanziari”, principio pubblicato dallo Iasb in data 12 novembre 2009 e successivamente emendato in data 28 ottobre 2010. Il principio, applicabile dal primo gennaio 2015, rappresenta la prima parte di un processo in fasi finalizzato alla sostituzione dello Ias 39 ed introduce nuovi criteri di classificazione delle attività e passività finanziarie e per la eliminazione (derecognition) delle attività finanziarie.

• Modifiche Ifrs 7 “Strumenti finanziari: Informazioni aggiuntive”, pubblicato dallo IASB in data 16 dicembre 2011 e applicabile a decorrere dal primo gennaio 2013, richiede maggiore informativa sugli effetti di operazioni di compensazione di attività e passività finanziarie sulla situazione patrimoniale e finanziaria.

• Modifiche Ias 12 “Imposte sul reddito”, pubblicato dallo IASB in data 20 dicembre 2010 e applicabile a decorrere dal primo gennaio 2012, chiarisce la modalità di determinazione delle imposte differite in caso di investimenti immobiliari valutati a fair value in base allo IAS 40.

• Modifiche Ifrs 1 “Prima adozione degli International Financial Reporting Standards”, pubblicato dallo IASB in data 20 dicembre 2010 e applicabile a decorrere dal primo luglio 2011.

• Ifrs 10 “Bilancio consolidato”, pubblicato dallo IASB in data 12 maggio 2011 e applicabile a decorrere dal primo gennaio 2013. Stabilisce nuovi principi per la redazione del bilancio consolidato.

• Ifrs 11 “Accordi di compartecipazione”, pubblicato dallo IASB in data 12 maggio 2011 e applicabile dal primo gennaio 2013, ridefinisce le modalità di contabilizzazione delle partecipazioni a controllo congiunto nel bilancio consolidato.

• Ifrs 12 “Informativa riguardante partecipazioni in altre imprese”, emanato dallo IASB in data 12 maggio 2011 e applicabile dal primo gennaio 2013, amplia l’informativa richiesta relativamente alle varie tipologie di partecipazioni.

• Ifrs 13 “Valutazione al fair value”, emanato dallo IASB in data 12 maggio 2011 e applicabile dal 1° gennaio 2013, fornisce una definizione univoca del concetto di fair value chiarendone le modalità di determinazione ai fini del bilancio.

• Ias 27 Revised “Bilancio separato”, emanato dallo IASB in data 12 maggio 2011 e applicabile dal 1° gennaio 2013.

• Ias 28 Revised “Partecipazioni in imprese collegate”, emanato dallo IASB in data 12 maggio 2011 e applicabile dal 1° gennaio 2013.

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• Ias 1 “Presentazione del bilancio”; pubblicato dallo IASB in data 16 giugno 2011 e applicabile a decorrere dal 1° luglio 2012, modifica la presentazione del conto economico complessivo richiedendo la separata indicazione dei componenti a seconda che gli stessi successivamente possano essere o meno riclassificati a conto economico.

• Ias 19 “Benefici a dipendenti”, pubblicato dallo IASB in data 16 giugno 2011 e applicabile a partire dal 1° gennaio 2013, elimina la possibilità di applicazione del metodo del corridoio, richiedendo la rilevazione a conto economico del costo della prestazione lavorativa e degli interessi finanziari e la rilevazione a conto economico complessivo dell’intero ammontare degli utili/perdite attuariali. Viene inoltre modificata la modalità di determinazione dell’interest cost.

• Ifric 20 – “Stripping costs per miniere di superficie”, pubblicato dallo IASB in data 19 ottobre 2011 e applicabile dal 1° gennaio 2013.

• Modifiche Ias 32 “Strumenti finanziari: esposizione nel bilancio”, pubblicato dallo IASB in data 16 dicembre 2011 e applicabile dal 1° gennaio 2014.

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. Hera Trading Srl non possiede attualmente strumenti rientranti in tale classe.

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.

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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 derivatii – Il fair value degli strumenti finanziari quotati in un mercato attivo è basato sul prezzo quotato alla data di bilancio. Il fair value degli strumenti finanziari non scambiati in un mercato attivo è determinato con tecniche valutative. 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 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 non ha finanziamenti in essere e non è soggetta a tale tipologia di rischio.

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Nota 1. Ricavi

2011 2010 Variazioni

Vendita energia elettrica 959.507 855.427 104.080

Vendita gas metano 970.542 801.164 169.378

Servizi di trasporto e stoccaggio gas 23.472 22.845 627

Teleriscaldamento 3.301 3.003 298

Prestazioni per conto terzi 572 425 147

Vendita certificati ambientali 21.499 16.864 4.635

Totale 1.978.893 1.699.728 279.165

Di seguito sono riportate le principali variazioni rispetto all’esercizio 2010. Gli incrementi nelle “vendita di energia elettrica” e nella “vendita di gas metano”, rispettivamente 104,1 e 169,4 milioni di euro, risultano imputabili alla generale crescita dei prezzi di mercato, per la cui analisi dettagliata si rimanda alla Relazione sulla gestione. Le vendite di certificati ambientali per 21,5 milioni di euro si riferiscono a certificati grigi e a certificati verdi, effettuate nell’ambito dell’attività di trading dall’area elettrica. Per l’analisi dell’andamento di vendita per settore di attività si rinvia alla relazione sulla gestione.

Nota 2. Altri ricavi operativi

2011 2010 Variazioni

Locazioni 1 1 0

Altri ricavi 60 60 0

Totale 61 61 0

Nota 3. Consumi di materie prime e materiali di consumo (al netto della variazione

delle rimanenze di materie prime e scorte)

2011 2010 Variazioni

Energia elettrica destinata alla vendita 917.554 799.849 117.705

Metano destinato alla vendita, al netto della variazione scorte 980.133 796.270 183.863

Oneri e proventi da contratti derivati su commodities -978 8.676 -9.654

Acquisto certificati ambientali 22.708 14.635 8.073

Oneri e proventi da valutazione certificati ambientali 414 1.385 -971

Combustibili, carburanti e lubrificanti 6 4 2

Metano per uso industriale 57 44 13

Materiali per la manutenzione: gestione e ricambi al netto delle

variazioni delle scorte 1 8 -7

Materiali di consumo e vari 2 77 -75

Totale 1.919.897 1.620.948 298.949

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Gli incrementi degli acquisti di energia elettrica e gas metano sono riconducibili alle medesime motivazioni già espresse a proposito dei relativi ricavi. In merito agli “oneri (proventi) da contratti derivati su commodities” si rinvia all’apposita nota n. 18 dedicata agli strumenti finanziari. Per l’analisi dell’andamento dei costi delle materie prime e dei materiali di consumo si rinvia alle informazioni riportate nella relazione sulla gestione.

Nota 4. Costi per servizi

2011 2010 Variazioni

Vettoriamento e stoccaggio da terzi 27.320 25.134 2.186

Altri servizi da società del Gruppo 7.926 7.996 -70

Spese per lavori e manutenzioni 4.530 6.172 -1.642

Servizi tecnici 27 92 -65

Prestazioni professionali legali, tributarie e organizzative 409 161 248

Assicurazioni 83 36 47

Selezione personale, formazione ed altre spese del personale 103 127 -24

Compensi a Sindaci e Amministratori 34 93 -59

Postali, recapiti e telefonici 33 33 0

Servizi informativi ed elaborazione dati 219 156 63

Oneri e commissioni per servizi bancari 691 468 223

Canoni passivi 33 20 13

Altri costi per servizi 430 4 426

Totali 41.838 40.492 1.346

Nota 5. Costo del personale

La composizione del costo del lavoro nei due esercizi è la seguente:

2011 2010 Variazioni

Salari e stipendi 1.319 1.193 126

Oneri sociali 379 350 29

Trattamento di fine rapporto e altri benefici 69 59 10

Altri costi 2 2 0

Totale 1.769 1.604 165

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

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2011 2010 Variazioni

Dirigenti 2 2 0

Quadri 3 1 2

Impiegati 22 20 2

Numero medio 27 23 4

Nota 6. Ammortamenti e accantonamenti

2011 2010 Variazioni

Ammortamento attività immateriali 398 394 4

Accantonamenti al fondo svalutazione crediti 210 3.000 -2.790

Accantonamenti per rischi 150 341 -191

758 3.735 -2.977

In merito alla composizione e alle variazioni delle poste suindicate si rinvia a quanto riportato a commento delle voci “attività immateriali” (nota 11), “crediti commerciali” (nota 16) e “fondi per rischi e oneri” (nota 24). Si segnala, per quanto riguarda l’accantonamento al fondo svalutazione crediti, che nell’esercizio 2010 era stato effettuato un accantonamento di 3.000 migliaia di euro in relazione alla specifica posizione netta creditoria verso uno specifico cliente estero, con il quale è tuttora in essere un contenzioso, oggetto di arbitrato internazionale.

Nota 7. Altre spese operative

2011 2010 Variazioni

Imposte diverse da quelle sul reddito 21 27 -6

Contributi associativi e altri contributi 515 720 -205

Altri oneri minori 36 -139 175

di cui multe, ammende e penalità 1 1

di cui altri costi correnti 21 14 7

Totale 572 608 -36

La voce principale è rappresentata dai contributi associativi versati all’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas (AEEG), che risultano decrementati rispetto al 31 dicembre 2010 in quanto versati nell’anno sulla base dei ricavi delle vendite e prestazioni dell’esercizio precedente. Infatti l’esercizio 2010 aveva evidenziato un valore della produzione in diminuzione rispetto al 2009.

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Nota 8. Quote di utili (perdite) di imprese partecipate

2011 2010 Variazioni

Proventi da partecipazioni in imprese collegate 600 200 400

Svalutazioni di partecipazioni -418 418

Totale 600 -218 818

I proventi da partecipazioni in imprese collegate riguardano l’incasso dei dividendi deliberati nell’esercizio da FlameEnergy Gmbh.

Nota 9. Proventi e oneri finanziari

Proventi finanziari 2011 2010 Variazioni

Banche 1 1

Altri proventi finanziari 185 217 -32

Totale proventi finanziari 186 217 -31

Oneri finanziari 2011 2010 Variazioni

Attualizzazione di fondi 3 2 1

Altri oneri finanziari 237 226 11

Totale oneri finanziari 240 228 12

Nota 10. Imposte del periodo

La composizione della voce è la seguente:

2011 2010 Variazioni

Imposte correnti (Ires, Irap e imposta sostitutiva) 5.724 13.294 (7.570)

Imposte differite 0 (316) 316

Imposte anticipate 62 (286) 348

Totale 5.786 12.692 (6.906)

La composizione delle imposte correnti è la seguente: Imposte correnti 2011 2010 Variazioni

Ires 5.252 11.491 (6.239)

Irap 472 1.803 (1.331)

Totale 5.724 13.294 (7.570)

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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 riportata di seguito (l’Irap non è stata presa in considerazione data la particolare natura).

Prospetto di riconciliazione tra aliquota teorica ed aliquota effettiva

unità di €

Risultato ante imposte 14.667.368

Calcolo IRES

Aliquota ordinaria -4.033.526 -27,50%

Addizionale Robin Tax -1.540.074 -10,50%

Dividendi 216.600 1,50%

Altre variazioni (in aumento e/o diminuzione) 48.652 0,30%

IRAP e altre imposte correnti

Irap -477.798 -3,30%

Aliquota effettiva -5.786.146 -39,50%

Valore di conto economico Valore percentuale effetto

fiscale

L’aliquota effettiva è data dal rapporto fra l’IRES di competenza dell’anno e l’utile ante imposte. Le imposte anticipate e differite relative all’esercizio 2011 riguardano le seguenti variazioni tra l’imponibile fiscale e il risultato di bilancio. Dettaglio differenze temporanee (attività)

unità di € differenze

temporanee

effetto fiscale

(IRES + IRAP)

acquisizioni /

cessioni

differenze

temporanee

effetto fiscale

(IRES + IRAP)

acquisizioni /

cessioni

Imposte anticipate con effetto a conto economico:

Fondo svalutazione crediti 642.714 218.523 642.714 218.523

Fondi per rischi ed oneri 124.998 47.374 280.000 106.120

Altri 795 302 11.173 3.828

Totale 768.507 266.199 933.887 328.471

Importo accreditato (addebitato) a Conto Economico -62.272 0

Imposte anticipate con effetto a patrimonio netto:

Importo accreditato (addebitato) a Patrimonio Netto 0 0

Totale effetto fiscale (Valore di bilancio) 266.199 328.471

Dettaglio differenze temporanee (passività)

unità di € differenze

temporanee

effetto fiscale

(IRES + IRAP)

acquisizioni /

cessioni

differenze

temporanee

effetto fiscale

(IRES + IRAP)

acquisizioni /

cessioni

Imposte differite con effetto a conto economico:

Altri 463.804 157.693 463.804 157.693

Totale 463.804 157.693 463.804 157.693

Importo accreditato (addebitato) a Conto Economico 0 0

Imposte differite con effetto a patrimonio netto:

Importo accreditato (addebitato) a Patrimonio Netto 0 0

Totale effetto fiscale (Valore di bilancio) 157.693 157.693

2011 2010

2011 2010

Hera Trading S.r.l.

65

Nota 11. Attività immateriali

31-dic-2011 31-dic-2010 Variazioni

Altre 6.614 6.961 -347

Totale 6.614 6.961 -347

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

Concessioni licenze

marchi e diritti simili Altre

Totale attività

immateriali

Costo di acquisizione

Saldo al 31.12.2010 19 7.879 7.898

Incrementi 50 50

Saldo al 31.12.2011 19 7.929 7.948

Ammortamenti accumulati

Saldo al 31.12.2010 -19 -918 -937

Ammortamenti dell'anno -397 -397

Saldo al 31.12.2011 -19 -1.315 -1.334

Valore netto 0 6.614 6.614

Saldo al 31.12.2010 0 6.961 6.961

Saldo al 31.12.2011 0 6.614 6.614

Il valore netto delle “altre immobilizzazioni immateriali”, pari a 6.614K€, è pressoché interamente costituito da diritti di passaggio 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

31-dic-2011 31-dic-2010 Variazioni

Partecipazioni in imprese collegate 1.590 1.590 0

Partecipazioni in altre imprese 10.523 10.523 0

Totale partecipazioni 12.113 12.113 0

Hera Trading S.r.l.

66

Partecipazioni in società collegate

La movimentazione e composizione è stata la seguente:

increm. alienaz. rival. (sval.)

altri movim.

Dyna Green Srl (in liquidazione) 33,33% 37 37

Flameenrgy Gmbh 50,00% 1.553 1.553

Totale partecipazioni in imprese collegate 1.590 0 0 0 0 1.590

saldo 31-dic-2011

Movimenti dell'esercizio

Partecipazioni in imprese collegate %saldo

31-dic-2010

Partecipazioni in altre imprese

increm. alienaz. rival.

(sval.)

altri

movim

Galsi Spa 10% 10.524 10.524

Totale partecipazioni in altre imprese 10.524 0 0 0 0 10.524

saldo 31-

dic-2011

Movimenti dell'esercizio

Partecipazioni in altre imprese %saldo

31-dic-2010

Permane la partecipazione di Hera Trading nella Galsi Spa. La società sta tuttora lavorando alla predisposizione del progetto esecutivo del gasdotto Algeria – Sardegna - Italia 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 2011. Nel mese aprile 2011, gli Azionisti, constatata l’impossibilità di completare le Target Activities entro il 30 aprile 2011, hanno approvato in assemblea la proposta di rinviare al 30 novembre 2011 la data ultima per l’assunzione della Final Investment Decision. Successivamente, nel mese di novembre, gli Azionisti preso atto del positivo avanzamento del percorso autorizzativi, senza che peraltro vi sia stata la possibilità di concluderlo, hanno approvato in assemblea un ulteriore rinvio al 31 marzo 2012. Il progetto di cui si tratta è stato a suo tempo inserito dalla UE fra quelli strategici ed ammesso a ricevere un contributo di 120 milioni di euro nell’ambito dell’European Recovery Plan.

Nota 13. Attività finanziarie non correnti

31-dic-2011 31-dic-2010 Variazioni

Crediti per finanziamenti verso società collegate 25 0 25

Totale 25 0 25

La movimentazione delle attività finanziarie non correnti è riportata di seguito:

Hera Trading S.r.l.

67

increm. (rimb.) rival.

(sval.)

altri

movim.

Crediti per finanziamenti verso società collegate

Crediti finanziari v/collegate 0 25 25

Totale 0 25 0 0 0 25

Movimenti dell'esercizio

saldo

31-dic-2010

saldo

31-dic-2011

Trattasi di un credito rilasciato alla collegata Dyna Green Srl.

Nota 14. Attività fiscali differite

Sono così composte:

31-dic-2011 31-dic-2010 Variazioni

Imposte anticipate Ires 261 317 -56

Imposte anticipate Irap 5 11 -6

Totale 266 328 -62

La composizione per tipologia è di seguito dettagliata:

31-dic-2011 31-dic-2010 Variazioni

Fondo svalutazione crediti 219 219 0

Fondi per rischi ed oneri 47 106 -59

Altre differenze temporali 0 3 -3

Totale 266 328 -62

Nota 15. Rimanenze di magazzino

31-dic-2011 31-dic-2010 Variazioni

Materie prime e scorte 45.156 24.820 20.336

Acconti 3.134 5.172 -2.038

Totale rimanenze 48.290 29.992 18.298

Le rimanenze di materie prime e scorte sono costituite principalmente da gas metano, la cui valorizzazione avviene al costo medio ponderato. Gli acconti sono riferibili a un contratto di acquisto gas che prevede il pagamento anticipato rispetto alla fornitura della materia prima.

Hera Trading S.r.l.

68

Nota 16. Crediti commerciali

Nella tabella che segue vengono dettagliati i crediti commerciali.

31-dic-2011 31-dic-2010 Variazioni

a Crediti verso clienti 165.199 217.439 -52.240

di cui fatture emesse 66.517 108.203 -41.686

di cui fatture da emettere 98.682 109.236 -10.554

b Crediti verso parti correlate 275.134 255.515 19.619

Verso controllanti 1.346 3.703 -2.357

di cui fatture emesse 0 62 -62

di cui fatture da emettere 1.346 3.641 -2.295

Verso imprese collegate 0 7 -7

di cui fatture da emettere 0 7 -7

Verso altre parti correlate 273.788 251.805 21.983

di cui fatture emesse 100.291 108.605 -8.314

di cui fatture da emettere 173.497 137.205 36.292

di cui altri crediti 0 5.995 -5.995

a+b Totale 440.333 472.954 -32.621

I crediti verso clienti sono comprensivi anche delle stime di fine esercizio, relativamente a fatture che saranno emesse dopo la data del 31 dicembre. I crediti verso clienti per fatture emesse (165.199 migliaia di euro) includono posizioni vantate nei confronti di clienti esteri per complessive 63.855 migliaia di euro (63.848 migliaia di euro al 31.12.2010), la cui ripartizione è la seguente:

31-dic-2011 31-dic-2010 Variazioni

Area UE 63.855 63.792 63

Belgio 63.823 63.535 288

Gran Bretagna 32 257 -225

Area extra UE 0 56 (56)

Svizzera 0 56 -56

Totale 63.855 63.848 7

I crediti sono esposti al netto di un fondo svalutazione di 4.710 migliaia di euro, ritenuto congruo e prudenziale in relazione al valore di presumibile realizzo dei crediti iscritti in bilancio. La movimentazione di tale fondo svalutazione è stata la seguente:

Hera Trading S.r.l.

69

Saldo

31-dic-2010

Accantona-

menti

Utilizzi Altre

variazioni

Saldo

31-dic-2011

Fondo svalutazione crediti 4.500 210 4.710

Totale 4.500 210 0 0 4.710

L’appostazione del fondo è stata effettuata in relazione alla specifica posizione netta creditoria verso uno specifico cliente estero, con il quale è in essere un contenzioso. I crediti verso controllanti sono vantati nei confronti di Hera Spa. Le tabelle sottostanti riportano in dettaglio la composizione dei crediti verso correlate:

Crediti verso società collegate 31-dic-2011 31-dic-2010 Variazioni

Flameenergy Gmbh 0 7 -7

Totale 0 7 -7

Crediti verso altre parti correlate 31-dic-2011 31-dic-2010 Variazioni

Hera Comm Srl 257.039 228.483 28.556

Hera Comm Marche Srl 16.749 11.901 4.848

Hera Comm Mediterranea Srl 0 10.842 -10.842

Set Spa 0 579 -579

Totale 273.788 251.805 21.983

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 2011. Anche se non formalizzata, esiste una procedura per l’erogazione dei crediti ai clienti che prevede l’effettuazione di specifiche valutazioni individuali. Questa operatività consente di ridurre la concentrazione e l’esposizione ai rischi del credito. 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 17 Attività finanziarie correnti

31-dic-2011 31-dic-2010 Variazioni

Crediti verso controllanti entro l'esercizio 22.046 101.077 -79.031

Crediti verso altri entro l'esercizio 502 4.163 -3.661

di cui per altri 502 4.163 -3.661

Totale 22.548 105.240 -82.692

Hera Trading S.r.l.

70

L’importo del credito verso controllanti entro l’esercizio (22.046 migliaia di euro) è interamente riferibile al rapporto di tesoreria centralizzata, il cui decremento (79.031 migliaia di euro) deriva dall’ordinaria gestione degli incassi/pagamenti.

Nota 18. Strumenti finanziari derivati

Sono così composti:

Attività / Passività

correntiSottostante coperto

N. contratti

attiviNozionale

Fair Value

Attività

Fair Value

Passività

Derivati su commodites: €/000 €/000

- Swap Petrolio Greggio 55 1.232.300 BBL 4.866

- Swap Petrolio Raffinato 12 21.550 TON 562

- Swap Formule Energia Elettrica 172 5.819.606 MWh 37.282

- Swap Formula Combustibili 4 153.590 MWh 610

- Swap Formule Gas 57 47.281.456 Smc 374

- Swap Petrolio Greggio 25 508.300 BBL 1.694

- Swap Petrolio Raffinato/Carbone 28 163.250 TON 3.275

- Swap Formule Energia Elettrica 306 6.473.719 MWh 45.103

- Swap Formule Gas 77 49.732.005 Smc 1.549

Totale derivati su coomodities 43.694 51.621

Derivati su tassi di cambio:

- Swap Tasso di Cambio EUR/USD 17 68.500.000 USD 1.799

- Swap Tasso di Cambio EUR/USD 13 55.500.000 USD 2.377

Totale derivati su tassi di cambio 1.799 2.377

Totale strumenti finanziari - derivati 45.493 53.998

I derivati in essere su tassi di cambio risultano interamente complementari a contratti su commodities o

altri derivati su commodities stipulati con riferimento a valute diverse dall’euro (essenzialmente dollaro

statunitense) e sono sostanzialmente di copertura, essendo funzionali all’eliminazione del rischio

valuta.

Gli strumenti finanziari derivati classificati nelle attività correnti ammontano a 45.493 migliaia di euro

(17.715 migliaia di euro al 31 dicembre 2010) e si riferiscono ai fair value positivi derivanti dalla

valutazione dei contratti derivati su commodities e su tassi di cambio in essere alla data di chiusura

dell’esercizio.

Hera Trading S.r.l.

71

Gli strumenti finanziari derivati classificati nelle passività correnti ammontano a 53.998 migliaia di

euro (19.520 migliaia di euro al 31 dicembre 2010) e si riferiscono ai fair value negativi derivanti dalla

valutazione dei contratti derivati su commodities e su tassi di cambio esistenti al 31.12.2011.

Il significativo incremento dei fair value, sia attivi che passivi, rispetto alla chiusura dell’esercizio

precedente, è principalmente riferibile all’incremento del prezzo del petrolio, cui si aggiunge, seppur

con minore incidenza, anche un aumento dei volumi trattati.

I fair value dei contratti derivati su commodities sono determinati sulla base di quotazioni di mercato,

mentre quelli su tassi di cambio fanno riferimento alle rispettive curve in essere a fine esercizio. Tutti i

contratti derivati stipulati dalla società sono in essere con primarie controparti istituzionali.

Gli strumenti finanziari derivati in essere al 31 dicembre 2011 sono interamente riconducibili alla

classe “Non Hedge Accounting”, ancorché gli stessi includano anche contratti posti in essere con

finalità di sostanziale copertura. Questi ultimi, che in base agli stringenti criteri definiti dai principi

internazionali non possono essere gestiti in 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 31.12.2011 riferibili ai contratti di cui si tratta sono i seguenti:

Strumenti finanziari - derivatiFair Value

AttivitàFair Value Passività

Proventi Oneri

- Non Hedge Accounting 45.493 53.998 68.742 67.764

Totale 45.493 53.998 68.742 67.764

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

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. Gli strumenti utilizzati per la gestione del rischio prezzo, sia per quanto

riguarda il prezzo delle merci, che per il relativo cambio euro/dollaro, si sostanziano in contratti di

Hera Trading S.r.l.

72

swap, finalizzati a prefissare gli effetti sui margini di vendita indipendentemente dalle variazioni delle

condizioni di mercato/cambio 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 una

diminuzione potenziale del fair value netto totale degli strumenti finanziari derivati in essere al 31

dicembre 2011 di circa 2,9 milioni di euro. Contrariamente, ipotizzando un’istantanea riduzione dello

stesso ammontare, si avrebbe un potenziale incremento del medesimo fair value di circa 3,1 milioni di

euro.

Ipotizzando un istantaneo aumento del tasso di cambio pari a 0,05 dollari per euro, si avrebbe un

incremento potenziale di fair value netto totale degli strumenti finanziari derivati in essere al 31

dicembre 2011 di circa 2,1 milioni di euro. Allo stesso modo, ipotizzando un’istantanea riduzione dello

stesso ammontare, si avrebbe un decremento potenziale del medesimo fair value di circa 2,1 milioni di

euro.

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 2011 di circa 0,6

milioni di euro. Contrariamente, ipotizzando un’istantanea riduzione dello stesso ammontare, si avrebbe

un potenziale incremento del medesimo fair value di circa 0,6 milioni di euro.

Hera Trading S.r.l.

73

Nota 19. Attività per imposte correnti

31-dic-2011 31-dic-2010 Variazioni

Credito per Irap 1.327 0 1.327

Credito per addizionale Ires (Robin Tax ) 745 0 745

Totale attività per imposte correnti 2.072 0 2.072

Nota 20. Altre attività correnti

31-dic-2011 31-dic-2010 Variazioni

Titoli di efficienza energetica ed emission trading 6.314 7.060 -746

Depositi cauzionali 1.334 759 575

Crediti verso controllante per consolidato fiscale 5.728 0 5.728

Anticipo a fornitori/dipendenti 118 -3 121

Iva, accise e addizionali 68 63 5

Altri crediti 1.941 1.148 793

Totale 15.503 9.027 6.476

I titoli di efficienza energetica ed emission trading (6.314 migliaia di euro) sono costituiti da certificati grigi (2.651 migliaia di euro) e certificati verdi (1.104 migliaia di euro), nonché dai fair value positivi di contratti in essere per certificati verdi e grigi (2.559 migliaia di euro). I certificati grigi e verdi sono valutati mediante l’utilizzo del livello 1, indicato nella relativa gerarchia di determinazione del fair value, ossia al loro prezzo di mercato. I depositi cauzionali sono incrementati di 575 migliaia di euro, principalmente per effetto di nuovi versamenti effettuati a garanzia di forniture relative al gas metano. Gli altri crediti (1.941 migliaia di euro) sono costituiti principalmente da quote di costi riferibili all’area gas di competenza dei futuri esercizi.

Nota 21. Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

31-dic-2011 31-dic-2010 Variazioni

Depositi bancari e postali 21.689 1.445 20.244

Totale 21.689 1.445 20.244

L’incremento dei depositi bancari e postali di 20.244 migliaia di euro rientra nell’ambito dell’ordinaria dinamica dell’attività di incassi/pagamenti, gestita in coordinamento con la tesoreria centralizzata di Gruppo.

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74

Classificazione di attività e passività finanziarie ai sensi dell’Ifrs 7

La seguente tabella illustra la composizione delle attività della Società per classe di valutazione (relativamente alle “Attività correnti” si rimanda ai dettagli delle note 16, 17 e 20). Il fair value dei derivati è dettagliato, viceversa, alla nota 18.

31-dic-2011

Fair value a

conto

economico

Crediti e

finanziamenti

Detenuti fino a

scadenza

Disponibili per

la venditaTotale

Attività correnti 6.314 472.070 478.384

Crediti commerciali 440.333 440.333

Attività finanziarie valutate al fair value 22.548 22.548

Altre attività 6.314 9.189 15.503

31-dic-2010

Fair value a

conto

economico

Crediti e

finanziamenti

Detenuti fino a

scadenza

Disponibili per

la venditaTotale

Attività correnti 7.060 580.160 587.220

Crediti commerciali 472.954 472.954

Attività finanziarie valutate al fair value 105.239 105.239

Altre attività 7.060 1.967 9.027

La seguente tabella illustra la composizione delle passività della Società per classe di valutazione (relativamente alle “Passività correnti” si rimanda ai dettagli delle note 26 e 28). 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. 18 e delle passività per contratti futuri per titoli ambientali, anch’esse valutate al fair value.

31-dic-2011Fair value a conto

economico

Elementi coperti

(fair value hedge)

Costo

ammortizzatoTotale

Passività correnti 0 0 526.290 526.290

Finanziamenti 0

Debiti commerciali 525.902 525.902

Altre passività 388 388

31-dic-2010Fair value a conto

economico

Elementi coperti

(fair value hedge)

Costo

ammortizzatoTotale

Passività correnti 332 0 589.457 589.789

Finanziamenti 0

Debiti commerciali 584.242 584.242

Altre passività 332 5.215 5.547

Hera Trading S.r.l.

75

Nota 22. 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.

Importo Possibilità di

utilizzazione

Quota

disponibile

CAPITALE SOCIALE 22.600

RISERVE DI UTILI:

Riserva legale 1.983 B

Riserva Straordinaria 197 A,B,C 197

Riserva per avanzo utili 3 A,B,C 3

TOTALE RISERVE DI UTILI 2.183

RISERVE IAS/IFRS:

Riserva art. 7, c.2 D.Lgs.38/2005 518 non disponibile

TOTALE RISERVE IAS/IFRS 518

TOTALE COMPLESSIVO 25.301 200

QUOTA NON DISTRIBUIBILE 0

RESIDUO QUOTA DISTRIBUIBILE 200

legenda: A: per aumento di capitale sociale; B: copertura perdite; C: per distribuzione ai soci

Nota 23. Trattamento di fine rapporto e altri benefici a dipendenti

Accanton.tiOneri

finanziari

Utilizzi e altri

movimenti

Fondo trattamento di fine rapporto 168 34 3 -9 196

Totale 168 34 3 -9 196

Movimenti dell'esercizio

31-dic-2010 31-dic-2011

La voce “fondo di trattamento di fine rapporto” comprende gli accantonamenti a favore del personale dipendente per il trattamento di fine rapporto di lavoro e altri benefici contrattuali, al netto delle anticipazioni concesse e dei versamenti effettuati agli istituti di previdenza in accordo con la normativa vigente. Il calcolo viene effettuato utilizzando tecniche attuariali e attualizzando le passività future alla data di bilancio. Tali passività sono costituite dal credito che il dipendente matura alla data in cui presumibilmente lascerà l’azienda. La voce “Utilizzi e altri movimenti” è riferibile al versamento del contributo 0,5% al fondo di garanzia INPS.

Hera Trading S.r.l.

76

Le principali assunzioni utilizzate nella stima attuariale dei benefici a dipendenti sono le seguenti:

31-dic-2011 31-dic-2010

Tasso annuo tecnico di attualizzazione 4,78% 4,65%

Tasso annuo di inflazione 1,70% 1,50%

Tasso annuo aumento retribuzioni complessive 3,50% 3,50%

Nota 24. Fondi per rischi e oneri

Accantonamenti Oneri

finanziari

Utilizzi e altri

movimenti

Fondo cause legali e contenzioso del personale 280 150 0 -305 125

TOTALE 280 150 0 -305 125

Movimenti dell'esercizio

31-dic-201131-dic-2010

Il “fondo spese legali” riflette l’accantonamento per le spese legali relative alla procedura di arbitrato internazionale in essere con un cliente estero, a fronte della quale risulta pure appostato apposito fondo svalutazione crediti di 4.710 migliaia di euro (nota 16).

Nota 25. Passività fiscali differite

Sono così costituite:

31-dic-2011 31-dic-2010 Variazioni

Imposte differite Ires 158 158 0

Totale 158 158 0

La composizione per natura è la seguente:

31-dic-2011 31-dic-2010 Variazioni

Svalutazione crediti ai soli effetti fiscali 158 158 0

Totale 158 158 0

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Nota 26. Debiti commerciali

31-dic-2011 31-dic-2010 Variazioni

a Acconti 4.069 5.251 -1.182

b Debiti verso fornitori 488.927 466.035 22.892

di cui fatture ricevute 195.148 200.587 -5.439

di cui fatture da ricevere 293.779 265.448 28.331

c Debiti verso parti correlate 32.906 112.956 -80.050

Verso controllanti 16.527 99.819 -83.292

di cui fatture ricevute 1.756 10.224 -8.468

di cui fatture da ricevere 10.799 21.725 -10.926

di cui altri debiti 3.972 67.870 -63.898

Verso imprese collegate 1.209 2.427 -1.218

di cui fatture ricevute 0 716 -716

di cui fatture da ricevere 1.209 1.711 -502

Verso altre parti correlate 15.170 10.710 4.460

di cui fatture ricevute 6.258 4.903 1.355

di cui fatture da ricevere 8.908 5.806 3.102

di cui altri debiti 4 1 3

a+b+c Totale 525.902 584.242 -58.340

Gli “acconti”, pari a 4.069 migliaia di euro, sono interamente riferibili a fatture in acconto emesse alla correlata SET Spa. Le tabelle che seguono riportano il dettaglio dei debiti verso parti correlate, tutti regolati alle normali condizioni di mercato:

Debiti verso imprese collegate 31-dic-2011 31-dic-2010 Variazioni

Flameenergy Gmbh 1.209 2.427 -1.218

Totale 1.209 2.427 -1.218

Debiti verso altre parti correlate 31-dic-2011 31-dic-2010 Variazioni

Hera Comm Srl 10.479 2.141 8.338

SET Spa 3.241 5.590 -2.349

Herambiente Srl 1.307 2.930 -1.623

Acantho Spa 79 49 30

altre correlate 64 0 64

Totale 15.170 10.710 4.460

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Nota 27. Passività per imposte correnti

31-dic-2011 31-dic-2010 Variazioni

Debito per Ires 0 1.295 -1.295

Debito per Irap 0 757 -757

Totale passività per imposte correnti 0 2.052 -2.052

Nota 28. Altre passività correnti

31-dic-2011 31-dic-2010 Variazioni

Debiti verso controllante per consolidato fiscale 0 4.741 -4.741

Personale 192 288 -96

Debiti verso Istituti di Previdenza: Inps, Inpdap, Inail 55 51 4

Ritenute ai dipendenti 58 48 10

Debiti verso altri Istituti previdenziali 55 82 -27

Titoli di efficienza energetica ed emission trading 0 332 -332

Altri debiti 27 5 22

Totale 387 5.547 -5.160

I debiti verso controllante per consolidato fiscale si azzerano al 31 dicembre 2011, in quanto la Società presenta una posizione netta creditoria.

Nota 29 Conti d’ordine

Sono i seguenti:

31-dic-11 31-dic-10 Variazioni

Altri conti d'ordine

Fidejussioni prestate da istituti di credito nell'interesse della società 115.615 50.997 64.618

Totale 115.615 50.997 64.618

Le fideiussioni prestate da istituti di credito nell’interesse della società si riferiscono a garanzie prestate a fornitori di materie prime, gas ed energia elettrica, in ottemperanza ai contratti di fornitura in essere.

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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 2011 ammontano cumulativamente a 34 migliaia di euro. Per quanto riguarda il Collegio Sindacale si segnala i relativi componenti non hanno percepito alcun compenso, ricoprendo i medesimi tale carica anche nella controllante Hera Spa ed essendo già remunerati da quest’ultima. Per quanto riguarda la società di revisione, si segnala che il compenso relativo al 2011 per la certificazione del bilancio e il controllo contabile ammonta a complessive 65 migliaia di euro, comprensivo di spese forfettizzate, mentre quello per la certificazione dell’unbundling risulta pari a 10 migliaia di euro, anch’esso comprensivo di spese.

2.09 Partecipazioni: prospetto partecipazioni

€/000Capitale

sociale

Patrimonio

netto escluso

utile 2011

Risultato

2011

Patrimonio

netto totale

%

posseduta

Patrimonio

netto di

pertinenza

Valore di

bilancio al

31 12 2011

Differenze

rispetto al

patrimonio

netto

Imprese collegate

Dyna Green Srl (in liquidazione) 30 126 0 126 33,33% 42 37 -5

Flameenrgy Gmbh 3.000 3.552 483 4.035 50,00% 2.018 1.553 -465

Totale Imprese collegate 3.030 3.678 483 4.161 2.059 1.590

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2.10 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. 2497septies 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 2010, nonché del risultato economico conseguito dalla società nell’esercizio chiuso a tale 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. SITUAZIONE PATRIMONIALE-FINANZIARIA 31.12.2010 31.12.2009 ATTIVITA’: Attività non correnti 3.510.912.630 3.284.649.367 Attività correnti 1.390.116.310 1.265.713.757 Totale attività 4.901.028.940 4.550.363.124 PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA’: Capitale sociale e riserve:

Capitale sociale 1.115.013.754 1.115.013.754 Riserve 445.447.429 478.949.977 Utile (perdita) dell’esercizio 124.057.359 52.411.882

Passività non correnti 2.229.722.004 2.050.353.538 Passività correnti 986.788.394 853.633.973 Totale patrimonio netto e passività 4.901.028.940 4.550.363.124 CONTO ECONOMICO Ricavi 1.285.752.136 1.313.801.671 Variazione rimanenze di prodotti finiti e in corso lavorazione 9.157.974 (2.803.121) Altri ricavi operativi 196.382.974 79.343.905 Costi operativi (1.344.086.500) (1.213.364.642) Utile operativo 147.206.584 176.977.813 Quota di utili (perdite) di imprese partecipate 78.464.505 37.012.657 Proventi finanziari 87.488.581 13.284.543 Oneri finanziari (182.469.096) (119.403.444) Altri costi non operativi - (15.319.205) Utile prima delle imposte 130.690.574 92.552.364 Imposte sul reddito dell’esercizio (6.633.215) (40.140.482) Utile (perdita) dell’esercizio 124.057.359 52.411.882

Bologna, 19 marzo 2012 Il Presidente del Consiglio di Amministrazione F.to Bruno Tani

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2.11 Relazioni della Società di Revisione e del Collegio Sindacale 2.11.01 Relazione della Società di Revisione

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2.11.02 Relazione del Collegio Sindacale

Reg. Imp. 02060500390

HERA TRADING S.R.L. Socio Unico Hera Spa

Sede in VIA MOLINO ROSSO, 8 - 40026 IMOLA - Capitale sociale Euro 22.600.000 i.v.

Soggetta alla direzione e coordinamento da parte di HERA S.P.A.

Relazione del Collegio Sindacale all’assemblea dei Soci

ai sensi dell'art. 2429, comma 2 del Codice Civile

All’Assemblea dei Soci della Società HERA TRADING S.R.L. Avendo la Società conferito l’incarico del controllo contabile alla PriceWaterHouse Coopers SpA, Società di Revisione iscritta nel registro istituito presso il Ministero della Giustizia, l’attività di controllo contabile, ai sensi dell’articolo 14 del D.Lgs. 39/2010, è stata svolta dalla Società di Revisione nominata dall’assemblea dei Soci. Abbiamo esaminato il progetto di bilancio d'esercizio della società al 31/12/2011 redatto dagli amministratori ai sensi di legge e da questi regolarmente comunicato al Collegio sindacale unitamente ai prospetti e agli allegati di dettaglio. Nel corso dell’esercizio chiuso al 31/12/2011 abbiamo svolto l’attività di vigilanza prevista dalla legge, con riferimento ai doveri previsti dall’art. 2403 primo comma c.c. Il bilancio dell’esercizio 2011 è redatto secondo i principi contabili internazionali IAS/IFRS (di seguito IFRS) emanati dall’International Accounting Standards Board (IASB) e le relative interpretazioni dell’International Financial Reporting Interpretation Committee (IFRIC) e omologati dalla Commissione Europea, ai sensi del Regolamento Comunitario n. 1606 del 19 luglio 2002, nonché ai provvedimenti emanati in attuazione dell’art. 9 del decreto legislativo n. 38/2005. La società ha optato in via volontaria per la redazione del bilancio d’esercizio al 31/12/2011 in conformità agli IAS/IFRS. Il presente bilancio al 31/12/2011 è costituto da conto economico, conto economico complessivo, situazione patrimoniale-finanziaria, rendiconto finanziario, prospetto delle variazioni del patrimonio netto e note esplicative. Gli Amministratori hanno inoltre provveduto a illustrare in nota integrativa le modalità di applicazione di detti principi secondo quanto previsto dall’IFRS 1 “Prima adozione degli International Financial Reporting Standard”. Gli schemi utilizzati sono quelli previsti dallo Ias 1 Revised e già applicati dalla controllante Hera Spa. lo schema utilizzato per il conto economico è “a scalare” con le singole voci analizzate per natura, lo schema della situazione patrimoniale –finanziaria evidenzia la distinzione tra attività e passività, correnti e non correnti. Il rendiconto finanziario è redatto

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secondo il metodo indiretto , come consentito dallo Ias 7. Il prospetto delle variazioni di patrimonio netto è stato predisposto secondo le disposizioni dello Ias 1 Revised . Il principio generale adottato nella predisposizione del presente bilancio è quella a costo, ad eccezione delle attività e passività finanziarie, quali gli strumenti finanziari e i contratti futuri su titoli ambientali valutati al Fair Value . In particolare: Abbiamo vigilato sull’osservanza della legge e dell’atto costitutivo e sul rispetto dei principi di corretta amministrazione. Abbiamo partecipato alle assemblee dei soci e alle adunanze del Consiglio di Amministrazione, svoltesi nel rispetto delle norme statutarie, legislative e regolamentari che ne disciplinano il funzionamento e per le quali possiamo ragionevolmente assicurare che le azioni deliberate sono conformi alla legge ed allo statuto sociale e non sono manifestamente imprudenti, azzardate, in potenziale conflitto di interesse o tali da compromettere l’integrità del patrimonio sociale. Abbiamo ottenuto dagli Amministratori durante le riunioni svolte informazioni sul generale andamento della gestione e sulla sua prevedibile evoluzione nonché sulle operazioni di maggiore rilievo, per le loro dimensioni o caratteristiche, effettuate dalla società e dalle sue controllate e possiamo ragionevolmente assicurare che le azioni poste in essere, sono conformi alla legge ed allo statuto sociale e non sono manifestamente imprudenti, azzardate, in potenziale conflitto di interesse o in contrasto con le delibere assunte dall’assemblea dei soci o tali da compromettere l’integrità del patrimonio sociale. Il Collegio Sindacale si è tenuto costantemente in contatto con la Società di Revisione, attraverso riunioni, nel corso delle quali non sono emersi aspetti rilevanti per i quali si sia reso necessario procedere con specifici approfondimenti; nel corso delle riunioni e dallo scambio di informazioni reciproche sugli accertamenti effettuati non ci è stata comunicata l’esistenza di fatti censurabili. Abbiamo acquisito conoscenza e vigilato sull’adeguatezza dell’assetto organizzativo della società, anche tramite la raccolta di informazioni dai responsabili delle funzioni e a tale riguardo non abbiamo osservazioni particolari da riferire. Abbiamo valutato e vigilato sull’adeguatezza del sistema amministrativo e contabile nonché sull’affidabilità di quest’ultimo a rappresentare correttamente i fatti di gestione, mediante l’ottenimento di informazioni dai responsabili delle funzioni, dal soggetto incaricato del controllo contabile, e l’esame dei documenti aziendali e a tale riguardo non abbiamo osservazioni particolari da riferire. Non sono pervenute denunce ex art. 2408 c.c. Nel corso dell’attività di vigilanza, come sopra descritta, non sono emersi ulteriori fatti significativi tali da richiedere la menzione nella presente relazione. Non essendo a noi demandato il controllo analitico di merito sul contenuto del bilancio, abbiamo vigilato sull’impostazione generale data allo stesso, sulla sua generale conformità alla

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legge per quel che riguarda la sua formazione e struttura e a tale riguardo non abbiamo osservazioni particolari da riferire. Per quanto a nostra conoscenza, gli Amministratori, nella redazione del bilancio, non hanno derogato alle norme di legge ai sensi dell’art. 2423, comma quattro, c.c. Abbiamo verificato la rispondenza del bilancio ai fatti ed alle informazioni di cui abbiamo conoscenza a seguito dell’espletamento dei nostri doveri e non abbiamo osservazioni al riguardo. Considerando anche le risultanze dell’attività svolta dal soggetto incaricato della revisione legale PricewaterhouseCoopers SpA, risultanze contenute nell’apposita relazione accompagnatoria del bilancio medesimo, proponiamo all’Assemblea di approvare il bilancio d’esercizio chiuso il 31 dicembre 2011, così come redatto dagli Amministratori.

Imola, 11 Aprile 2012 Il Collegio Sindacale Presidente Collegio Sindacale F.to Antonio Venturini Sindaco effettivo F.to Fernando Lolli Sindaco effettivo F.to Sergio Santi