Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2012

BOZ

2012 relazione finanziaria semestrale

30 giugno

Gruppo Hera – Relazione finanziaria semestrale 30 giugno 2012

0 Introduzione

Mission 001

Struttura del Gruppo 002

Organi di amministrazione e controllo 003

Premessa 004

Dati di sintesi 005

Storia 006

Strategia 007

L’evoluzione del business 010

L’evoluzione della struttura dell’azionariato e

remunerazione degli azionisti 014

1 Relazione sulla gestione

1.01 Premessa 017

1.02 Eventi societari e fatti di rilievo successivi alla chiusura

del semestre 018

1.03 Andamento al 30 giugno 2012 del Gruppo:

1.03.01 Risultati economico ‐ finanziari e investimenti 020

1.03.02 Quadro regolatorio e ricavi regolamentati 029

1.03.03 Analisi per aree d'affari 041

1.04 Politica commerciale e customer care 051

1.05 Politica di approvvigionamento e trading 053

1.06 Politica finanziaria e rating 055

1.07 Ricerca e sviluppo 058

1.08 Risorse umane e organizzazione 061

1.09 Sistemi informativi 068

1.10 Qualità sicurezza e ambiente 071

2 Bilancio semestrale consolidato abbreviato Gruppo Hera

2.01 Schemi di bilancio consolidati

2.01.01 Conto economico 075

2.01.02 Conto economico complessivo 076

2.01.03 Situazione patrimoniale‐finanziaria 077

2.01.04 Rendiconto finanziario 079

2.01.05 Prospetto delle variazioni del patrimonio netto 080

2.02 Schemi di bilancio delibera 15519 del 2006 ‐ Parti correlate

2.02.01 Conto economico 081

2.02.02 Situazione patrimoniale‐finanziaria 082

2.02.03 Rendiconto finanziario 083

2.03 Note esplicative

2.03.01 Note esplicative consolidate 084

2.03.02 Note esplicative parti correlate 157

2.04 Indebitamento finanziario netto

2.04.01 Indebitamento finanziario netto consolidato 162

2.04.02 Indebitamento finanziario netto

‐ delibera 15519 del 2006 163

2.05 Partecipazioni: elenco delle società consolidate 164

2.06 Attestazione art.154 bis decreto legislativo 58/98 165

2.07 Relazione della Società di Revisione 166

Introduzione

0 Introduzione

Gruppo Hera –Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2012

Approvata nel CdA di Hera Spa del 28 agosto 2012

1

Mission

Hera vuole essere la migliore multi‐utility italiana per i suoi clienti, i lavoratori e gli azionisti,

attraverso l'ulteriore sviluppo di un originale modello di impresa capace di innovazione e di forte

radicamento territoriale, nel rispetto dell'ambiente".

“Per Hera essere la migliore vuol dire rappresentare un motivo di orgoglio e di fiducia per: i

clienti, perché ricevano, attraverso un ascolto costante, servizi di qualità all'altezza delle loro

attese; le donne e gli uomini che lavorano nell'impresa, perché siano protagonisti dei risultati con

la loro competenza, il loro coinvolgimento e la loro passione; gli azionisti, perché siano certi che il

valore economico dell'impresa continui ad essere creato, nel rispetto dei principi di responsabilità

sociale; il territorio di riferimento, perché sia la ricchezza economica, sociale e ambientale da

promuovere per un futuro sostenibile; i fornitori, perché siano attori della filiera del valore e

partner della crescita".

0 Introduzione



2

Struttura del Gruppo

* oltre al 5% Herambiente

* oltre al 5% Hera Spa

partecipata da HERA COMM Srl

partecipata da HERA Trading Srl

DIREZIONE GENERALE SVILUPPO E MERCATO

SET Spa 39%

ACANTHO Spa 79,94%

MARCHE MULTISERVIZI Spa

40,64%

HERA COMM Srl 100%

HERA TRADING Srl 100%

HERA Energie Rinnovabili Spa 100%

partecipata da HERA Energie Rinnovabili Spa

Calenia Energia Spa 15%

MODENA NETWORK Spa 14%

HERA LUCE Srl 89,58%

SO.SEL. Spa 26%

GALSI Spa 10,40%

Ghirlandina Solare Srl 33%



partecipata da HERA Trading Srl

ENERGIA ITALIANA Spa

11%

AIMAG Spa 25%

ADRIATICA ACQUE Srl 22,32%

FlameEnergy Trading Gmbh 50%

SEI Spa 20%

*Sviluppo Ambiente Toscana Srl

95%

Hera Comm Marche Srl 57,38%

TAMARETE ENERGIA Srl

32%

MEDEA Spa 100%

SGR SERVIZI Spa 29,61%


partecipata da Sviluppo Ambiente Toscana Srl


Q.tHermo Srl 40%

ERIS Scarl 51%


SINERGIA Srl 59%


HERA ENERGIE Srl 51%

REFRI Srl 20%

NUOVA GEOVIS Spa 51%

FEA Srl 51%


Estense Global Service Scarl

23%

Consorzio Akhea 51%

UNIFLOTTE Srl 97%

SERVICE IMOLA Srl 40%

FAMULA ON-LINE Spa 100%

HERAMBIENTE Spa 75%

AKRON Spa 57,50%

DIREZIONE CENTRALE SERVIZI E SISTEMI INFORMATIVI

ENOMONDO Srl 50%

FERONIA Srl 70%

ROMAGNA COMPOST Srl

60%

GAL.A Spa 60%

*SOTRIS Spa 70%

ASA Scpa 51%

É prevista la dismissione della partecipazione detenute in Modena Formazione Srl, Hera Servizi Cimiteriali Srl, Herasocrem Srl ed Hera Servizi Funerari

Srl.

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3

Organi di amministrazione e controllo

Presidente Tomaso Tommasi di Vignano

Vice Presidente Giorgio Razzoli

Amministratore Delegato Maurizio Chiarini

Consigliere Mara Bernardini

Consigliere Filippo Brandolini

Consigliere Marco Cammelli

Consigliere Luigi Castagna

Consigliere Pier Giuseppe Dolcini

Consigliere Valeriano Fantini

Consigliere Enrico Giovannetti

Consigliere Fabio Giuliani

Consigliere Luca Mandrioli

Consigliere Daniele Montroni

Consigliere Mauro Roda

Consigliere Roberto Sacchetti

Consigliere Rossella Saoncella

Consigliere Bruno Tani

Consigliere Giancarlo Tonelli

Presidente Sergio Santi

Sindaco effettivo Antonio Venturini

Sindaco effettivo Elis Dall'Olio

Presidente Giorgio Razzoli

Componente Fabio Giuliani

Componente Luca Mandrioli

Componente Rossella Saoncella


Componente Marco Cammelli

Componente Daniele Montroni

Componente Bruno Tani

Presidente Tomaso Tommasi di Vignano

Vice Presidente Giorgio Razzoli

Componente Maurizio Chiarini


Membro Filippo Bocchi

Membro Mario Viviani

PricewaterhouseCoopers

Società di revisione

Consiglio di Amministrazione

Collegio sindacale

Comitato etico

Comitato esecutivo

Comitato per il controllo interno

Comitato per la remunerazione

0 Introduzione



4

Premessa

Quest’anno ricorre il decimo anniversario del Gruppo Hera che viene celebrato con un resoconto semestrale ancora

una volta all’insegna della crescita sia economica che finanziaria. Ciò rappresenta una conferma di “tenuta”

importante, considerando la situazione di perdurante crisi del contesto di riferimento che ha portato quasi tutti i

principali attori del settore, anche di grandi dimensioni, a tensioni finanziarie e alla necessità di profondi ripensamenti

strategici.

In una prospettiva storica, si conferma il percorso di ininterrotta crescita durante questo decennio, peraltro

caratterizzato da sfide importanti: processi di liberalizzazione dei servizi pubblici locali, evoluzione legislativa su tutti i

servizi primari. Negli anni più recenti, si è inoltre assistito a profonde crisi del sistema bancario e finanziario, fino ad

arrivare a quella dei debiti sovrani che ha particolarmente colpito il nostro Paese. Tale crisi rende difficile esprimere a

pieno tutte le potenzialità del portafoglio di business e sta portando le aziende del settore a profondi processi di

ristrutturazione.

I risultati raggiunti dal Gruppo hanno tuttavia soddisfatto le migliori attese di coloro che, nel 2002, hanno perseguito il

disegno lungimirante di unire in una grande fusione 11 aziende municipalizzate, nella speranza di veder sopravvivere

le preziose culture aziendali specifiche e i forti legami territoriali d’origine, in un contesto di riferimento caratterizzato

da profonde discontinuità.

La strategia perseguita in questi anni ha mantenuto fede all’idea originale di applicare un approccio industriale alla

gestione dei servizi pubblici, attraverso un modello che ne garantisse il continuo sviluppo tramite leve di crescita sia

interne che esterne. Nel corso degli anni Hera ha integrato molte aziende che hanno apportato un contributo

significativo alla crescita del Mol. Ciò è avvenuto grazie all’estrazione di efficienze, all’oculata politica di investimento e

ad una perseverante managerializzazione delle attività. Tali risultati hanno permesso di consolidare le basi del Gruppo

e di far fronte alla crisi macro‐economia e finanziaria che ha colpito anche un settore come quello delle utility,

tradizionalmente anti‐ciclico.

Il Gruppo Hera celebra il suo 10° anniversario con un bilancio semestrale 2012 positivo e con un’ulteriore evoluzione,

forse la più importante dalla sua costituzione: il 28 agosto 2012 il Consiglio di Amministrazione di Hera approva il

progetto di aggregazione con Acegas Aps, società con oltre 500 milioni di euro di fatturato e 118 milioni di euro di

Mol. Tale operazione amplia il mercato di riferimento, portando il Gruppo a presidiare 4 tra le regioni più ricche

d’Italia. Aumentano inoltre le prospettive di crescita lungo tutte quelle stesse linee di sviluppo che hanno

contraddistinto il percorso di Hera fin dalla sua costituzione.

0 Introduzione



5

Dati di sintesi

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6

Storia

Hera fu costituita con un’operazione di fusione tra 11 aziende municipalizzate locali nel mese di novembre del 2002. Il

26 giugno 2003, a soli 7 mesi dalla fusione, viene portato a termine il processo di privatizzazione attraverso la

quotazione alla Borsa Valori di Milano. Negli anni successivi il Gruppo ha realizzato ulteriori operazioni di aggregazione

per un un valore complessivo pari a circa 1 miliardo di euro (entreprise value). In particolare sono state portate a

termine le fusioni per incorporazione di Geat Rimini, avvenuta lo stesso anno della quotazione in Borsa, Agea Ferrara

nel 2004, Meta Modena nel 2005, Sat Sassuolo nel 2006, l’acquisizione di Aspes Pesaro (ora Marche Multiservizi Spa)

nel 2007 e, nel 2009, l’acquisizione del 25% di Aimag, attiva nella provincia di Modena. Queste operazioni hanno

portato il Gruppo, partito da 5 provincie della regione Emilia‐Romagna, ad una copertura continua e uniforme del 70%

dell’Emilia‐Romagna, fino a valicarne i confini nella parte settentrionale della regione Marche.

Le fusioni e acquisizioni hanno reso più articolata la gestione del processo di integrazione iniziale, ma hanno al

contempo alimentato una creazione di valore attraverso la razionalizzazione sinergica delle attività durante tutto il

decennio.

La gestione unitaria dei territori coperti, attraverso la declinazione del modello organizzativo originale, ha permesso di

intraprendere azioni di razionalizzazione societaria tramite la concentrazione in una holding industriale delle attività di

gestione del personale, acquisti, amministrazione, finanza e controllo, pianificazione, affari legali e direzione

operation. Sono state inoltre intraprese attività di cessione relative a 60 partecipate/aziende ritenute non strategiche,

di standardizzazione delle procedure e delle attività operative, nonché di unificazione de i sistemi informativi. Tali

elementi hanno contribuito a trasformare l’insieme delle aziende di partenza in un Gruppo efficiente ed integrato.

Lo sviluppo di Hera nel decennio, con l’azione di efficientamento, investimento e aggregazione societaria, ha

permesso di consolidare vantaggi competitivi in tutti i core business, conquistando le prime posizioni per efficienza e

dimensione nel mercato italiano. Il Gruppo ha inoltre promosso una crescita delle attività di vendita di elettricità (in

origine gestita dal Gruppo soltanto nel territorio imolese) ad una velocità superiore a qualsiasi altra società,

raggiungendo diverse regioni del territorio nazionale. Anche dal punto di vista della soddisfazione dei clienti, le

ricerche di mercato evidenziano un costante miglioramento, fino ad arrivare alla “piena soddisfazione” della larga

maggioranza dei soggetti intervistati.

Nel 2012, con l’approvazione da parte del CdA del progetto di integrazione di Acegas Aps, il Gruppo si accinge a

realizzare il progetto di maggiori dimensioni dalla sua costituzione e a valicare i confini tra l’Emilia‐Romagna e le ricche

regioni del Veneto e del Friuli Venezia Giulia, nella prospettiva di attestarsi su una posizione di primario standing nel

mercato nazionale di riferimento.

0 Introduzione



7

Strategia

L’obiettivo strategico di Hera è sempre stato la creazione di valore in ottica multi‐stakeholder, nel medio e lungo

termine, concorrendo sui mercati liberalizzati autonomamente ed efficacemente. L’obiettivo è di replicare il proprio

“unico” modello di business per espandere il Gruppo e gestire in maniera sempre più efficiente i servizi primari, al fine

di soddisfare i principali stakeholder.

Hera ha formulato una strategia basata su propri punti di forza, ovvero il modello organizzativo “aperto”, in grado di

consentirle un efficiente aumento di dimensioni per linee esterne, una leadership nazionale nel settore dei rifiuti e

un’ampia clientela fidelizzata e concentrata sul territorio di riferimento.

Preservare la base clienti è divenuto per il Gruppo un “imperativo strategico”, conseguito attraverso qualità del

servizio, assistenza post vendita e offerta integrata di un set completo di servizi primari, da sempre ritenute leve

competitive per lo scopo. Il portfolio multi‐business (con i servizi tradizionali di gas, acqua, rifiuti ed elettricità) è stato

interpretato come primario fattore funzionale alla difesa dalla base clienti, in grado di concedere al Gruppo il tempo

necessario per migliorare qualità e competitività dei servizi e raggiungere dimensioni più sostenibili. Inoltre, la

strategia di sviluppo ha mirato al mantenimento dell’equilibrio tra le diverse attività, per fornire tutti i servizi alla base

clienti e garantire un basso profilo di variabilità dei risultati del portafoglio multi‐utility.

L’impianto strategico di Hera è stato declinato in 5 priorità, che hanno guidato la gestione del Gruppo in modo

continuo e lineare in tutto l’arco dei primi 10 anni:

1) Perseguire il processo di estrazione di sinergie dalle aggregazioni societarie, attraverso la completa

integrazione delle realtà fuse in Hera

2) Realizzare il piano di costruzione dei grandi impianti e sviluppare le reti, bilanciando la crescita di tutti i

business per aumentare l’efficienza e la qualità dei servizi

3) Preservare un solido profilo economico‐finanziario e di contenuto rischio, in grado di soddisfare gli

stakeholder attraverso una approccio sostenibile nel medio‐lungo termine

4) Perseguire le opportunità di fusione e acquisizione nei settori liberalizzati (trattamento rifiuti, vendita e

generazione energia), sia per consolidare la leadership nel settore ambientale che per espandere, in ottica

difensiva, l’offerta ai clienti con i servizi elettrici in linea con le direttici di sviluppo perseguite dai grandi

gruppi internazionali. L’acquisizione delle attività necessarie al raggiungimento dell’obiettivo ha così

sostenuto la crescita del business elettrico, presente soltanto a livello embrionale alla nascita del Gruppo

5) Declinare il modello di aggregazione innovativo di Hera su aziende multi‐utility in aree limitrofe, in logica di

continuità territoriale, focalizzate su attività compatibili e con profili economico‐finanziari in grado di

garantire la solidità finanziaria del Gruppo

Per assicurare maggiore efficienza e sfruttamento delle economie di scala, le fusioni sono state integrate nel modello

originale basato su una Holding industriale. Al contempo è stato garantito un “presidio operativo diretto” su tutti i

territori locali, per preservare i cruciali vantaggi competitivi della vicinanza al cliente e del radicamento territoriale.

La strategia di focalizzazione sulle attività core ha comportato una razionalizzazione del portafoglio, con conseguente

dismissione dei business minori e una razionalizzazione societaria. Ciò ha garantito un organigramma più snello ed in

linea con le logiche di gestione del nuovo Gruppo.

0 Introduzione



8

Nelle attività energetiche, le strategie di sviluppo hanno sempre mirato a consolidare la posizione rilevante nei settori

“core” (distribuzione e vendita di gas) sul territorio di riferimento, sia con il miglioramento delle reti e della qualità del

servizio che con il miglioramento dei servizi di assistenza post‐vendita. La strategia dual‐fuel, di ampliamento

dell’offerta elettrica alla clientela esistente, è stata supportata da una parallela e prudente strategia upstream di

sviluppo di generazione propria, ad integrazione delle fonti di approvvigionamento dal mercato. Tutto ciò ha

consentito di mantenere un basso profilo di esposizione al rischio in un’attività in cui il Gruppo non vantava capacità

distintive.

Nel mercato dello smaltimento dei rifiuti, di cui Hera detiene la leadership in Italia, la strategia mira a rafforzare

l’assetto impiantistico per una gestione sostenibile, nel rispetto dell’ambiente. In un mercato caratterizzato da grave

arretratezza infrastrutturale, l’obiettivo del Gruppo è quello di sviluppare un sistema impiantistico pienamente

integrato, capace di riutilizzare i materiali di scarto ed estrarre il potere energetico dei rifiuti, con una politica di

investimenti ambiziosi e di efficientamento e razionalizzazione delle attività operative.

Nei business regolati Hera ha adottato una strategia di efficientamento e di sviluppo impiantistico infrastrutturando i

territori di riferimento, rafforzando le posizioni sui mercati locali e consolidando i punti di forza in vista delle gare per

l’assegnazione delle concessioni in scadenza.

Il progetto di aggregazione con Acegas Aps

Acegas Aps è una società multi‐utility focalizzata su un portafoglio di attività bilanciato del tutto simile a quello di

Hera, che opera in regioni tra le più ricche d’Italia (Veneto e Friuli) per produzione di PIL pro‐capite, con una

popolazione di oltre 6 milioni di persone ed un’elevata concentrazione di imprese simili a quelle dei territori originali

di riferimento di Hera.

Le linee di crescita perseguite da Hera sono coerenti con le caratteristiche di Acegas Aps sotto il profilo

industriale/strategico e l’aggregazione delle due realtà permette un importante consolidamento delle posizioni di

mercato in tutti i business, allargando le potenzialità di sviluppo ulteriore in questi territori.

Il progetto prevede modalità di aggregazione fedeli al “modello originale e unico di Hera” che si basano sull’expertise

maturato, limitandone i rischi. Anche la Governance di Acegas Aps e la stabilità della diversificata compagine azionaria

sono all’insegna della continuità con il passato del Gruppo.

La “nuova” Hera, frutto dall’integrazione con Acegas Aps, avrà un fatturato di oltre 4,5 miliardi di euro e un Mol di 750

milioni di euro, sulla base dei consuntivi 2011. Questi dati collocano il Gruppo al secondo posto nella classifica

nazionale delle multi‐utility e al trentesimo per capitalizzazione di mercato alla Borsa Valori di Milano.

Il progetto d’integrazione della società si articola in due fasi. La prima, in programma entro la fine dell’anno, prevede

la fusione tra Hera e la società holding (Acegas Aps Holding S.r.l.), costituita dai Comuni azionisti di maggioranza di

Acegas Aps e che possiede il 62,7% delle azioni quotate di Acegas Aps Spa. La seconda fase, che sarà realizzata nella

prima parte del 2013, prevede il lancio di un’Offerta Pubblica di Acquisto e Scambio (ai sensi dell’art. 106, commi 1 e

2‐bis del TUF) sulla rimanente parte delle azioni quotate di Acegas Aps, con l’obiettivo finale di “delistarla” dal

mercato borsistico.

0 Introduzione



9

L'Accordo Quadro prevede che il rapporto di cambio per la fusione di AcegasAps Holding in Hera sia pari a circa 0,763

nuove azioni Hera a fronte di nominali euro 1,00 di capitale sociale di AcegasAps Holding (pari a 188 milioni di euro).

Sulla base del predetto rapporto di cambio al Comune di Trieste e al Comune di Padova, unici soci di AcegasAps

Holding, verranno riconosciuti complessivamente circa 143,38 milioni di azioni Hera.

Agli azionisti AcegasAps Holding verrà riconosciuto anche un conguaglio in denaro pari a euro 3,4 milioni L’OPAS, che

verrà promossa da Hera successivamente al completamento della fusione, vedrà il riconoscimento ai soci di minoranza

di AcegasAps del medesimo rapporto di cambio implicitamente previsto nell’ambito della fusione, ossia circa 4,16

azioni Hera di nuova emissione per ogni azione AcegasAps, nonché una componente in denaro pari a circa euro 0,27

per azione AcegasAps. Tale componente in denaro comporta un corrispettivo per cassa, in caso di adesione integrale

all'OPAS, per massimi euro 5,6 milioni, che riflette il conguaglio in denaro riconosciuto ai soci AcegasAps Holding in

sede di fusione e l'indebitamento finanziario netto di AcegasAps Holding al 30 giugno 2012.

In caso di totale adesione all’OPAS il numero totale di nuove azioni Hera emesse al servizio della fusione e dell’OPAS

sarà pari a circa 228,21 milioni, corrispondenti a circa il 16,99% del capitale post aggregazione, di cui il 10,67%

detenuto dai Comuni di Trieste e Padova, mentre la parte riconosciuta in denaro nell’ambito della fusione e dell’OPAS

sarà pari massimo a 9 milioni di euro, tenuto conto peraltro dell’ indebitamento finanziario netto di AcegasAps

Holding pari a 6 milioni di euro.

Il progetto che sarà portato all’approvazione del CdA si fonda su una valutazionione positiva, in termini di creazione di

valore per gli azionisti, del +8/11% di incremento degli utili per azione (a fronte dell’aumento di capitale sociale di

228,2 milioni di azioni riservato all’operazione di aggragazione di Acegas Aps). A tale incremento, possibile grazie alle

attese di un valore di sinergie da integrazione di circa 25‐30 milioni di euro all’anno raggiungibili nel breve/medio

termine, si aggiunge il profilo di sostenibilità della gestione che caratterizza Acegas Aps e che è allineata all’approccio

del Gruppo Hera. Il progetto non modificherà l’attuale solido profilo finanziario del Gruppo, misurato in termini di

debito finanziario netto/Mol e garantirà quella flessibilità finanziaria necessaria per continuare il percorso di sviluppo

al “nuovo” Gruppo.

Con questo progetto Hera riconferma il ruolo centrale occupato nel processo di consolidamento delle aziende multi‐

utility in un settore ancora eccessivamente frammentato. La presenza di un numero elevato di aziende di

media/piccola dimensione è la principale causa dell’arretratezza di uno dei settori industriali più strategici e

importanti per l’economia del paese. In questo contesto, l’operazione con Acegas Aps si distingue per essere l’unica a

perseguire un concreto consolidamento nel settore. Il progetto apre ad Hera, peraltro, ulteriori prospettive su altre

realtà che compongono il panorama ancora frammentato della competizione nei territori di Acegas Aps (in Veneto e

Friuli Venezia Giulia sono presenti numerose aziende multi‐utility di piccola e media dimensione).

0 Introduzione



10

L’evoluzione del business

Nel settore ambiente Hera è il principale operatore nazionale per quantità di rifiuti raccolti e trattati.

L’attività di raccolta dei rifiuti, regolata sulla base di concessioni, è stata negli anni sviluppata con le successive

operazioni di integrazioni societarie, fino a coprire tutti i territori da Modena a Pesaro‐Urbino. Grazie ad una costante

sensibilizzazione dei clienti ed al supporto delle istituzioni locali, il sistema di raccolta dei rifiuti in Hera si basa sul

riciclaggio della maggior parte dei materiali di scarto (oltre 50%: vetro, carta, plastica e metalli e biomasse) e sulla

valorizzazione del contenuto energetico della parte rimanente, attraverso trattamenti di termovalorizzazione e di

estrazione di biogas.

Questo efficace sistema ha contribuito notevolmente alla diminuzione della quantità di rifiuti urbani smaltiti

direttamente in discarica, riducendo così l’inquinamento del suolo.

Le attività di trattamento e smaltimento dei rifiuti hanno beneficiato nel tempo della significativa espansione e

rinnovo dell’assetto impiantistico. Nel 2011 è stato completato il piano pluriennale di ammodernamento dei grandi

impianti. E’ stata inoltre allargata la capacità delle discariche e sono stati potenziati gli impianti di trattamento di bio‐

masse, già parte del patrimonio di Gruppo.

Oggi, l’assetto composto da 84 impianti in grado di soddisfare la richiesta di trattamento e valorizzazione dei rifiuti di

ogni tipologia, costituisce un’eccellenza del Gruppo su scala nazionale ed ha supportato la considerevole espansione

dei volumi di attività nel decennio, nonché il soddisfacimento anche di esigenze complesse di smaltimento e di

bonifica di siti produttivi.

Con una generazione di circa 0,7 TWh, il Gruppo è divenuto uno dei principali operatori impegnati nel recupero di

energia elettrica da rifiuti e risulta l’unica società che negli ultimi anni sia riuscita a costruire ed attivare 5 nuovi

impianti WTE in Italia. Tale operazione ha portato la capacità installata a circa 100 megawatt, con 1 milione di

tonnellate/anno.

A fronte della carenza infrastrutturale nel settore del trattamento dei rifiuti che caratterizza il Paese, culminata

nell’emergenza in Campania, Sicilia, Calabria, Puglia e Lazio, sono stati indetti bandi di gara per la costruzione di nuovi

impianti WTE in alcune regioni italiane. Hera ha ottenuto, alla fine del 2011, l’assegnazione della gara per l’acquisto

del 40% della società responsabile della costruzione e gestione di un WTE da 140 mila tonnellate l’anno nella provincia

di Firenze e si impegna nella conquista di ulteriori quote di mercato, per mettere a frutto l’expertise unico maturato

nel settore.

Al fine di razionalizzare al meglio il business secondo le logiche di mercato, il Gruppo Hera ha costituito, nel 2010, la

società Herambiente, alla quale sono state conferite tutte le attività liberalizzate di smaltimento, trattamento e

recupero dei rifiuti.

La crescita dell’area Ambiente, che ha sostenuto lo sviluppo dei risultati di Gruppo nei 10 anni, è giunta a quasi

quadruplicare il Mol. Negli ultimi due anni la dinamica dello sviluppo ha subito gli effetti della crisi economica‐

finanziaria che ha colpito le attività industriali e i consumi in Italia. Pur nel contesto difficile del mercato, l’area

ambiente rappresenta un’attività strategica del Gruppo in cui si vantano posizioni di mercato ed expertise di primario

standing.

0 Introduzione



11

Il progetto di integrazione di Acegas Aps porterà a rafforzare significativamente la leadership nazionale di Hera nella

raccolta/trattamento dei rifiuti e permetterà di beneficiare di un assetto logistico degli impianti ottimale per lo

sviluppo di nuovi mercati (particolarmente importante in questa fase di contrazione della domanda conseguente alla

crisi macro‐economica). La dotazione impiantistica sarà ampliata con 2 nuovi WTE che porteranno la capacità di

smaltimento annuale ad oltre 1,3 milioni di tonnellate.

Hera opera, sin dalla sua fondazione, anche nella gestione del ciclo idrico integrato, dalla distribuzione in rete di

acqua potabile fino alla raccolta e depurazione delle acque reflue e svolge in esclusiva questi servizi in sette province

dell’Emilia Romagna e del nord delle Marche, sulla base di concessioni a lungo termine, scadenti in media nel 2022.

A seguito delle fusioni effettuate, dello sviluppo fisiologico delle attività e degli investimenti realizzati, il Gruppo ha

sostanzialmente raddoppiato i clienti, potenziato gli impianti di depurazione, espanso le reti di distribuzione e

fognatura per circa 10 mila km lineari (fino a oltre 26.700km lineari) e aumentato i volumi dell’attività ad un tasso

medio annuo del 4%.

La rete idrica, così come tutte le reti del Gruppo, è attualmente controllata da un unico sistema di controllo in remoto,

realizzato nel 2007 e ritenuto tra i più avanzati in Europa. Il monitoraggio delle reti in remoto ha permesso di

ottimizzare i processi di manutenzione e supervisione, garantendo maggiore efficienza e minori costi di gestione.

Grazie a questi sistemi e all’ammodernamento delle reti, le performance registrate (in termini di perdite medie per

kilometro di rete) sono state annoverate tra le più efficienti a livello nazionale.

Tutto il sistema di controllo ambientale, dall’analisi delle acque prima della distribuzione, fino ai sistemi di raccolta e

depurazione delle acque reflue, ha registrato importanti progressi, ha garantito un’elevata qualità del servizio e la

massima sicurezza ai clienti.

Il progetto di aggragazione con Acegas Aps permetterà di raggiungere la seconda posizione occupata nel mercato

italiano e di declinare le economie di scala esistenti per l’efficientamento della gestione.

Il Gruppo ha una quasi completa copertura del territorio di riferimento anche nel settore del gas. Ciò include i servizi

di distribuzione e i servizi di vendita e trading di gas metano, oltre alla gestione del teleriscaldamento. Hera è oggi tra

le maggiori aziende “locali” e la quarta a livello nazionale in termini di volumi venduti. Nonostante la liberalizzazione

del mercato di vendita, il Gruppo ha mantenuto e ha sviluppato la base clienti di partenza, fino a raggiungere 1,11

milioni di utenti, ovvero quasi raddoppiandoli in 10 anni, grazie alle successive integrazioni societarie.

Anche le vendite sono più che raddoppiate nel tempo, portando i volumi gestiti a oltre 3,3 miliardi di metri cubi. La

rete di distribuzione, sviluppata con investimenti diretti e acquisizioni di aziende, è giunta ad una dimensione di 14

mila km.

0 Introduzione



12

L’instabile situazione del mercato delle materie prime ha indotto il Gruppo a perseguire prudenti e flessibili politiche

di approvvigionamento, cogliendo le opportunità derivanti dal lento processo di apertura e sviluppo delle capacità

d’importazione della materia prima e del mercato all’ingrosso italiano e internazionale. Hera dispone di una capacità

pluriennale d’importazione gas, pari a quasi 500 milioni di metri cubi l’anno, attraverso il gasdotto TAG. Inoltre ha

progressivamente diversificato le fonti interne, perseguendo la massima flessibilità attraverso contratti di durata

annuale (attualmente contratti pluriennali sono presenti in misura pari al 10% delle forniture complessive). Infine, è

stata realizzata un’articolazione organizzativa, che ha portato alla costituzione di una società di vendita (Hera Comm) e

una di trading (Hera Trading), grazie alla quale Hera ha avviato la propria attività con una presenza diretta a

Baumgarten (Austria) ed attraverso altri HUB europei. Tale assetto del portafoglio di forniture ha messo Hera al riparo

dai rischi derivanti da impegni di acquisto di materia “pre‐determinate” con molti anni d’anticipo e permesso, negli

anni recenti, di trarre beneficio dalla crescente disponibilità di gas metano nel paese. Per un’ulteriore messa in

sicurezza delle forniture, in una logica di mantenimento del basso profilo di rischio, Hera ha acquisito una

partecipazione di oltre il 10% nel capitale di Galsi, società veicolo per la costruzione di un gasdotto con una capacità di

8 miliardi di metri cubi di gas, che dall’Algeria arriverà direttamente in Italia. La capacità pre‐contrattualizzata

ammonta a circa 1 miliardo di metri cubi all’anno, quantità che permette ad Hera di centrare l’obiettivo di diversificare

le forniture di gas per un terzo dal nord Africa, un terzo dall’Europa e un terzo da operatori italiani.

Sono inoltre quasi raddoppiati i volumi di vendita relativi alle attività di teleriscaldamento che, come noto,

rappresenta una forma di trasformazione di energia in calore più efficiente e a minore impatto ambientale rispetto ai

sistemi di riscaldamento autonomo delle abitazioni.

La rete di teleriscaldamento è stata sviluppata nelle aree urbane del territorio anche in prossimità dei grandi impianti

di termovalorizzazione e di cogenerazione, costruiti negli ultimi 10 anni, sfruttando fonti di calore altrimenti non

valorizzato.

I risultati economici sono aumentati costantemente sostenuti dai fattori di crescita negli investimenti, nelle efficienze

realizzate, nelle fusioni e acquisizioni e, infine, nel menzionato flessibile assetto upstream.

Il progetto di integrazione con Acegas Aps permetterà di consolidare la terza posizione occupata nel mercato italiano

nella distribuzione gas e di allargare la base clienti di 260 mila unità fino a circa 1,4 milioni, aumentando il patrimonio

intangibile più importante del Gruppo e consolidando la settima posizione di mercato a livello nazionale.

La strategia commerciale “dual fuel” ha permesso di sviluppare il mercato elettrico a tassi di crescita sostenuti, sia

attraverso attività di cross selling sulla clientela esistente, che attraverso l’espansione in nuovi mercati. La strategia ha

saputo difendere la clientela nel settore gas, come evidenziato in precedenza, e raggiungere per dimensione i primi 8

operatori nazionali, con vendite annue di circa 10 TWh, su una base decuplicata di quasi 500 mila clienti (rispetto ai 49

mila di partenza nel 2002).

0 Introduzione



13

Lo sviluppo commerciale nel settore elettrico è stato accompagnato da un parallelo cauto sviluppo nella generazione

elettrica, per gestire in modo sostenibile la domanda dei clienti. Nel corso degli anni Hera ha partecipato alla

costruzione di tre impianti CCGT base load di nuova generazione in Campania (zona scarsamente infrastrutturata), con

una capacità di 1.300 MW installati. Tali impianti sono stati realizzati attraverso joint venture con l’acquisto di

partecipazioni di minoranza da partner esteri di standing internazionale. L’impegno finanziario relativamente

contenuto ha permesso l’accesso a prezzi di costo all’energia elettrica, mentre la stipula di speciali contratti (“PPA”),

che prevedono condizioni flessibili di fornitura, garantiscono un basso profilo di rischio. Inoltre il Gruppo, sin dalla sua

costituzione, ha sempre posseduto una partecipazione in Tirreno Power, attraverso la società Energia Italiana, per una

quota equivalente del 5,5% del capitale.

Nel 2008, nel territorio di Imola è stata ultimata una centrale cogenerativa a gas da 80MW che garantisce

l’autosufficienza del territorio in caso di black out della rete nazionale. Infine la dotazione di generazione di Hera ha

visto lo sviluppo di oltre 100MW di energia pulita da impianti di termovalorizzazione, ulteriori 13 MW da impianti

termoelettrici da biomasse, oltre al recente sviluppo di piccoli impianti di generazione a biogas e fotovoltaici, che

completano il portafoglio diversificato delle fonti.

La produzione di energia elettrica destinata ai clienti finali di Hera copre circa il 30% della richiesta; la parte restante è

acquistata sul mercato con un portafoglio di forniture ampiamente diversificato.

Le attività di distribuzione elettrica hanno registrato un importante sviluppo sin dalla costituzione; la fusione con

l’azienda multi‐utility di Modena (Meta Spa) nel 2005 e l’acquisizione della rete elettrica dell’Enel nella provincia di

Modena, hanno contribuito all’espansione della rete stessa fino a raggiungere una dimensione di quasi 10 mila

kilometri che, grazie agli investimenti effettuati, risulta completamente attrezzata con contatori elettronici e gestita in

remoto da un unico centro di telecontrollo, tecnologicamente avanzato.

Il forte impulso alle attività di mercato e di trading insieme con le fusioni e le acquisizioni del 2006 nel modenese

hanno permesso uno sviluppo di oltre 7 volte del Mol in 10 anni.

Il progetto di integrazione con Acegas Aps permetterà di consolidare la quinta posizione occupata nel mercato italiano

nella vendita di energia elettrica (vendite annuali di circa 11 TWh) e di aumentare la base clienti di oltre 140 mila

unità, fino a raggiungerne circa 650 mila.

0 Introduzione



14

L’evoluzione della struttura dell’azionariato e remunerazione degli azionisti

La struttura dell’azionariato pubblico si è evoluta prevalentemente per effetto dell’ingresso (tramite aumenti di

capitale riservati) di nuovi soci pubblici a seguito delle varie fusioni.

Oggi i soci pubblici sono rappresentati da 188 comuni del territorio di riferimento e detengono circa il 61% delle azioni

ordinarie del capitale sociale di Hera, costituito da 1.115.013.752 azioni ordinarie.

Free float29,8%

Patto Fondazioni bancarie 9,4%

Comuni Provincia di Ferrara 3,3%Comuni Provincia di Bologna

18,8%

Comuni Provincia di Modena 12,7%

Comuni Province della Romagna 26,0%

Composizione del azionariato

La compagine evidenzia una presenza significativa (circa il 16,2%) di investitori internazionali e si connota per la

presenza (circa 3,5%) di investitori privati residenti (circa 10 mila persone) nel territorio di riferimento e pertanto

clienti Hera, che hanno partecipato al collocamento in Borsa del Gruppo.

Dal 2006, Hera ha adottato un piano di riacquisto di azioni proprie che prevede un limite massimo di 25 milioni di

azioni, per un importo complessivo di 40 milioni di euro. Tale piano è finalizzato a finanziare le opportunità

d’integrazione di società di piccole dimensioni e a normalizzare eventuali fluttuazioni anomale delle quotazioni

rispetto a quelle dei principali comparable nazionali. L’Assemblea degli Azionisti del 27 aprile 2012 ha rinnovato il

piano di acquisto di azioni proprie per ulteriori 18 mesi, per un importo massimo complessivo di 60 milioni di euro. Al

31 dicembre 2011 Hera deteneva in portafoglio circa 12,8 milioni di azioni proprie.

Nel corso dei 10 anni, la remunerazione degli azionisti ha sempre evidenziato dividendi costanti o crescenti, anche nei

momenti più delicati, connessi alle successive operazioni di fusione o alla crisi macro‐economica degli ultimi anni.

Dividendi totali (m€)

27.642.0 47.9

71.281.3 82.5 82.5 88.9

99.9 100.4

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011*

CAGR +15,4%

0 Introduzione



15

Il dividendo per azione è passato, nel periodo considerato, da 3,5 a 9,0 centesimi di euro e la proposta di dividendo del

Consiglio di Amministrazione di competenza 2011 conferma quello dell’anno 2010.

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011*

Dividendi deliberati (ml€) 27.6 42.0 48.2 71.2 81.3 82.5 82.5 88.9 99.9 100.4

DPS (€) 0.035 0.053 0.057 0.070 0.080 0.080 0.080 0.080 0.090 0.090

PayOut ratio (su Utile Cons.) 83% 85% 60% 70% 90% 85% 87% 125% 85% 96%

* Proposta del Consiglio di Amministrazione da sottoporre all'approvazione dell'Assemblea degli Azionisti di aprile 2012

Il titolo in borsa, ha avuto nel semestre l’andamento illustrato nel grafico seguente.

‐32%

‐28%

‐24%

‐20%

‐16%

‐12%

‐8%

‐4%

0%

4%

8%

12%

16%

30/12/2011

10/01/2012

19/01/2012

30/01/2012

08/02/2012

17/02/2012

28/02/2012

08/03/2012

19/03/2012

28/03/2012

10/04/2012

19/04/2012

30/04/2012

10/05/2012

21/05/2012

30/05/2012

08/06/2012

19/06/2012

28/06/2012

Hera FTSE All shares Local Utilities

Andamento del titolo Hera al 30 giugno 2012

+0,6% (4,2%) (20,3%)

Il grafico evidenzia una performance del titolo Hera migliore sia del mercato che delle local‐utility. L’andamento è

dovuto ai solidi risultati annuali comunicati alla fine di marzo, che hanno sostenuto il titolo fino alla data di pagamento

dei dividendi. Il confronto con le local‐utility evidenzia una grande differenza positiva per Hera, prevalentemente

dovuta alla difficile situazione in cui versano le altre aziende dal settore.

0 Introduzione



16

Fin dalla sua quotazione, il Gruppo ha promosso ed incrementato relazioni con gli analisti finanziari. Nel 2002 il

coverage del titolo era rappresentato da 4 studi, di cui solo uno emesso da un broker internazionale. Nonostante la

crisi finanziaria di questi anni abbia causato profonde ristrutturazioni negli istituti bancari, Hera gode ancora di un

ampio “coverage” da parte di 12 studi indipendenti, metà dei quali internazionali: Alpha Value, Banca Akros, Banca

Aletti, Banca IMI, Centrobanca, Cheuvreux, Deutsche Bank, Equita, Intermonte, Kepler, CITI e Mediobanca. Inoltre gli

analisti di Banca IMI, Cheuvreux, Kepler e Deutsche Bank includono il titolo Hera tra le migliori opportunità di

investimento per il 2011. Nel mese di Giugno, Citigroup ha iniziato il coverage del titolo Hera con un rating “Buy”. Alla

fine del semestre, Hera annovera 8 valutazioni “Buy”/”Outperform”, 3 pareri “Hold/Neutral” e nessun giudizio

negativo. Il prezzo obiettivo medio dell’azione a 12‐18 mesi, espresso dalle valutazioni degli analisti, è di 1,4 euro ad

azione.

Il titolo Hera è incluso in molteplici indici “SRI”: da anni, infatti, fa parte del “Kempen SNS Smaller Europe SRI Index”.

Nel 2008 è stato inoltre inserito nell’indice etico “ECPI Ethical Index €uro”. Nel 2009 viene incluso nell’indice “ECPI

Ethical Index EMU”, costituito dalle 150 società con caratteristiche di sostenibilità coerenti con la metodologia “ECPI

SRI” e quotate sul mercato economico‐monetario dell’Unione Europea.

Il principale strumento di comunicazione del Gruppo con gli azionisti e con gli stakeholder è indubbiamente il sito

istituzionale www.gruppohera.it. Nel corso del decennio la sezione dedicata agli azionisti/operatori finanziari (sezione

“Investor Relations”) ha visto un continuo processo di miglioramento, con l’implementazione di strumenti interattivi,

aggiornamenti puntuali e pubblicazione in tempo reale dei comunicati price sensitive e dei documenti societari. Per il

terzo anno consecutivo la comunicazione finanziaria on‐line di Hera è salita sul podio della classifica nazionale

Webranking, stilata da Hallvarsson & Halvarsson tra le maggiori aziende nazionali quotate: nel 2011 il sito del Gruppo

ha infatti conquistato il terzo posto, posizionandosi davanti a molte realtà italiane di grandi dimensioni.

Inoltre, il 1 Maggio 2012, la sezione investor relations del sito è stata premiata, presso la sede Nasdaq di New York, al

IR Global Ranking, risultando tra le 5 best practice europee in ambito comunicazione finanziaria.

Sin dalla sua fondazione nel 2002, Hera ha dato particolare importanza alla comunicazione diretta con gli investitori,

concretizzatasi nell’organizzazione di Road Show di presentazione del titolo in Italia e all’estero (Gran Bretagna,

Francia, Svizzera, Paesi Bassi, Germania, Austria e Stati Uniti). Grazie al positivo feedback ricevuto e all’interesse

riscosso da parte degli investitori stranieri, a partire dal 2005 sono stati organizzati incontri anche con investitori

finlandesi, svedesi e danesi. Nel 2011 Hera ha intensificato il dialogo con gli investitori europei e americani, con una

media di 350 contatti l’anno. La puntualità delle relazioni e la trasparenza nella comunicazione è stata ulteriormente

migliorata, anche in risposta al crescente senso di incertezza percepito dagli stakeholder in questo momento di

profonda discontinuità sistemica.

Relazione sulla gestione




17

1.01 Premessa

Il Bilancio del primo semestre 2012 costituisce un passaggio importante nella storia del Gruppo per gli accadimenti e i

risultati importanti raggiunti e per la portata che questi avranno in futuro. Infatti, nel mese di luglio, grazie alla

sottoscrizione dell’accordo per il progetto di aggregazione di Acegas APS, Hera avvia la più grande operazione per

dimensione mai realizzata, che la proietta in nuovi mercati e in una posizione di rilievo nazionale in tutte le attività

gestite. L’operazione di aggregazione porta la capitalizzazione di Hera tra le maggiori del mercato italiano (top 30) e ne

conferma il ruolo centrale nel consolidamento di uno dei più importanti settori industriali dell’economia del paese.

Inoltre, per il decimo anno consecutivo, questo resoconto semestrale segna risultati economici in ulteriore crescita. La

generazione di cassa è positiva (prima dei dividendi e delle operazioni straordinarie) a conferma della capacità del

Gruppo di far fronte, in modo organico, con le sue attività, al difficile quadro macro economico.

Le migliori condizioni contrattuali di fornitura di gas metano per l’anno termico 2011‐2012 hanno consentito di trarre

vantaggio dal mercato delle commodity, caratterizzato da un eccesso di offerta. Ciò ha contribuito, in misura

significativa, alla crescita dei risultati nel semestre. Tali risultati evidenziano il positivo contributo delle strategie

perseguite nel mantenimento di un diversificato e flessibile assetto della fonti di approvvigionamento che differenzia il

Gruppo dalle altre aziende del settore.

Sul mercato elettrico, che ha potuto contare su una solida struttura commerciale, un’efficace attività di cross selling e

un’efficiente struttura di assistenza alla clientela, sono stati confermati nel primo semestre i risultati di crescita

costante degli ultimi 5 anni ed è stato consolidato il livello di vendite e di clienti che hanno rispettivamente raggiunto,

nel semestre , i 4,7 TWh.

Le attività di smaltimento rifiuti riflettono il trend della congiuntura economica che evidenzia un peggioramento

significativo di tutti i principali indicatori macro‐economici, dal PIL nazionale (che segna una variazione del ‐1,4%

rispetto ai trend positivi registrati nel primo semestre del 2011 e del 2010) ai livelli di Produzione Industriale (‐7%

rispetto ai trend positivi registrati nel primo semestre del 2011 e 2010). Inoltre, la fine dei contributi degli incentivi

Cip6 del WTE di Bologna, scaduti nel mese di novembre 2011, e le difficili condizioni meteorologiche che hanno

rallentato le attività di trattamento nelle discariche nella prima parte dell’esercizio, completano il quadro di

riferimento nella lettura della gestione di quest’area d’affari. L’impegno nello sviluppo del mercato, delle offerte

commerciali, della ottimizzazione della gestione degli impianti e dei costi d’esercizio hanno permesso di limitare la

riduzione dei risultati semestrali (per buona parte causata dalla fine degli incentivi Cip6) e di rallentare il trend

negativo registrato nel primo trimestre dell’anno. Inoltre, il completamento dell’assetto impiantistico con la

costruzione di 2 impianti di bio‐fermentazione, che si prevede siano avviati entro la fine dell’esercizio, e la prospettiva

di espandere l’attività in nuovi territori, conseguente anche alla aggregazione di Acegas APS, ampliano le opportunità

per il Gruppo di beneficiare della posizione di leadership nazionale con prospettive interessanti di sviluppo future.

Anche le attività gestite in concessione nella distribuzione di energia, raccolta rifiuti urbani e servizio idrico integrato

hanno contribuito alla crescita dei risultati realizzati nel primo semestre, prevalentemente grazie agli adeguamenti

tariffari in coerenza con i ritorni garantiti dalle leggi nazionali, ai nuovi sistemi tariffari e alle efficienze operative

emerse dal continuo processo di ottimizzazione dei processi.




18

1.02 Eventi societari e fatti di rilievo successivi alla chiusura del semestre

Eventi societari

Il primo semestre dell’anno 2012 è stato caratterizzato dalla prosecuzione dell’attività di razionalizzazione societaria

della struttura del Gruppo, che ha portato alla cessione/liquidazione di n. 6 società, alla cancellazione dal Registro

Imprese di n. 4 società, al recesso da n. 1 società, all’acquisizione di n. 4 nuove partecipazioni, alla costituzione di n. 2

nuove società, all’acquisizione di ulteriori quote di partecipazione in n. 1 società partecipata, nonché a n. 1 operazione

di fusione che ha portato all’estinzione di n. 4 società.

Già nel corso dell’anno 2011 l’attività di razionalizzazione societaria aveva portato alla liquidazione di n. 2 società, alla

cancellazione dal Registro Imprese di n. 5 società, al recesso da n. 2 società e all’acquisizione di ulteriori quote di

partecipazione in n. 2 società partecipate, nonché a n. 3 operazioni di fusione / trasformazione.

A tal riguardo, si segnalano le principali operazioni di M&A avvenute:

Feronia Srl

In data 31 gennaio 2012 Herambiente Spa ha acquistato da Sorgea Srl un’ulteriore quota pari al 30% del capitale

sociale di Feronia Srl, società operante nel settore ambientale, arrivando così a detenere una partecipazione pari al

70%.

Sviluppo Ambiente Toscana Srl ‐ Q.tHermo Srl

In data 7 febbraio 2012 Hera Spa ed Herambiente Spa hanno costituito, in seguito all’aggiudicazione della gara indetta

da Quadrifoglio Spa per la realizzazione dell’impianto WTE di Firenze, la società denominata Sviluppo Ambiente

Toscana Srl, avente ad oggetto lo sviluppo, la progettazione e la realizzazione di interventi e investimenti relativi ai

servizi ambientali, della quale detengono rispettivamente il 95% e il 5% del capitale sociale.

Nell’ambito della medesima operazione, in data 16 maggio 2012, Sviluppo Ambiente Toscana Srl e Quadrifoglio Spa

hanno costituito Q.tHermo Srl, società avente ad oggetto la progettazione, la realizzazione e la gestione del

termovalorizzatore di Sesto Fiorentino, della quale detengono rispettivamente il 40% e il 60% del capitale sociale.

Amon Srl

In data 8 febbraio 2012 Hera Energie Rinnovabili Spa ha acquisito l’intero capitale sociale di Amon Srl, società titolare

di un impianto fotovoltaico localizzato nel Comune di Copparo (FE).

Esole Srl

In data 8 febbraio 2012 Hera Energie Rinnovabili Spa ha acquisito l’intero capitale sociale di Esole Srl, società titolare

di un impianto fotovoltaico localizzato nel Comune di Alfianello (BS).

Juvi Sviluppo Italia ‐ 02 Srl

In data 1 marzo 2012 Hera Energie Rinnovabili Spa ha acquisito l’intero capitale sociale di Juvi Sviluppo Italia ‐ 02 Srl,

società titolare di un impianto fotovoltaico localizzato nel Comune di Petriolo (MC).

CTG RA Srl

In data 8 marzo 2012 Hera Energie Rinnovabili Spa ha acquisito l’intero capitale sociale di CTG RA Srl, società titolare di

un impianto fotovoltaico localizzato nel Comune di Faenza (RA).




19

Dyna Green Srl

In data 13 marzo 2012 Hera Trading Srl ha ceduto l’intera partecipazione detenuta in Dyna Green Srl, società operante

nel settore della ricerca e sviluppo di fonti di acquisto di idrocarburi, pari al 33% del capitale sociale.

Per effetto di tale operazione Hera Trading Srl è uscita dalla compagine sociale di Dyna Green Srl.

Amon Srl ‐ Esole Srl ‐ Juvi Sviluppo Italia ‐ 02 Srl ‐ CTG RA Srl

In data 28 giugno 2012 si è perfezionata la fusione per incorporazione di Esole Srl, Amon Srl, Juvi Sviluppo Italia ‐ 02 Srl

e CTG RA Srl (tutte società operanti nell’ambito delle energie rinnovabili) in Hera Energie Rinnovabili Spa, già socio

unico delle incorporate.

Fatti di rilievo successivi alla chiusura del semestre

Hera Servizi Cimiteriali Srl – Hera Servizi Funerari Srl – Herasocrem Srl

Nell’ambito del progetto di dismissione dei servizi funerari e cimiteriali, Hera Spa ha ceduto al Comune di Bologna e a

Socrembologna Srl rispettivamente le partecipazioni detenute in Hera Servizi Cimiteriali Srl e in Herasocrem Srl.

L’efficacia di tali operazioni è subordinata alla conclusione, prevista entro il 31 dicembre 2012, della procedura ad

evidenza pubblica indetta dal Comune di Bologna e alla conseguente selezione di un partner privato per la gestione

dei servizi cimiteriali e funerari.

Acegas APS Holding Srl – Acegas APS Spa

In data 25 luglio 2012 Hera Spa e Acegas APS Holding Srl, società che controlla al 62,691% Acegas APS Spa, multiutility

quotata in Borsa e operante nel nord‐est Italia, hanno sottoscritto un accordo quadro avente ad oggetto la definizione

delle modalità attraverso le quali realizzare un progetto di aggregazione. Tale progetto prevede in particolare, con

effetti decorrenti dal 1° gennaio 2013, la fusione per incorporazione di Acegas APS Holding Srl in Hera Spa e,

successivamente, al buon esito della fusione e una volta ottenute le prescritte autorizzazioni, il lancio da parte di Hera

di un’offerta pubblica di acquisto e scambio sulla totalità delle azioni di Acegas APS Spa, con conseguente specifico

aumento di capitale sociale di Hera da offrire, con esclusione del diritto di opzione, nell’ambito della suddetta offerta

pubblica di acquisto e scambio.




20

1.03 Andamento al 30 giugno 2012 del Gruppo:

Dati sintetici consolidati del Gruppo:

(milioni di €) 30‐giu‐11 Inc.% 30‐giu‐12 Inc.% Variaz.%

Ricavi 1.983,2 2.298,9 +15,9%

Margine Operativo Lordo 344,0 17,3% 363,6 15,8% +5,7%

Margine Operativo 199,4 10,1% 212,1 9,2% +6,4%

Risultato Netto 83,2 4,2% 83,4 3,6% +0,2%

1.03.01 Risultati economico ‐ finanziari e investimenti

I risultati economici del Gruppo Hera, al termine del primo semestre 2012, risultano tutti in crescita rispetto ai primi

sei mesi del 2011, nonostante il perdurare della forte congiuntura economica negativa. Le aree d’affari hanno

differenti andamenti, che si andranno a dettagliare in seguito, come anche gli indicatori quantitativi: si evidenziano

maggiori volumi venduti di gas, calore e acqua somministrata, mentre si segnalano minori volumi di rifiuti smaltiti e di

energia elettrica venduta.

E’ da segnalare anche un incremento consistente dei prezzi delle materie prime che hanno generato effetti di

confronto, temporaneamente negativi, nella valutazione dei fair value sui contratti di copertura delle commodities.

Infine, rispetto al primo semestre 2011, si segnalano i seguenti avvenimenti:

Hera Comm Marche ha incorporato, da luglio 2011, la società Sadori Gas, che conta un portafoglio clienti di

circa 35.000 contratti, in grado di generare oltre 47 milioni di mc di gas venduto all’anno, distribuiti su 42

Comuni fra le provincie di Pesaro‐Urbino, Ancona e L’Aquila.

Hera Energie Rinnovabili, nel mese di febbraio 2012, ha acquisito al 100% 4 società (Amon Srl, Esole Srl, Juwi

Sviluppo Italia‐ 02 Srl e CTG RA Srl) operanti nel settore produzione di energia elettrica e aventi ciascuna un impianto fotovoltaico a terra da 1 MWh; successivamente le società sono state fuse per incorporazione in

Hera Energie Rinnovabili.

Da febbraio 2012, il Gruppo consolida integralmente la società Feronia Srl che gestisce una discarica nel

comune di Finale Emilia (Mo).




21

Come già emerso dai bilanci degli esercizi precedenti, lo schema di conto economico consolidato recepisce

l’applicazione dell’interpretazione del principio contabile Ifric 12 “Accordi per servizi in concessione” che ha

modificato la modalità di contabilizzazione dei fatti aziendali per quelle imprese che operano in settori regolamentati

da specifiche concessioni. A livello contabile, l’effetto dell’applicazione di tale principio, invariante sui risultati, è la

rappresentazione a conto economico dei lavori d‘investimento eseguiti sui beni in concessione, limitatamente ai

servizi a rete. Si evidenziano, quindi, nel primo semestre 2012 maggiori altri ricavi operativi per 55,4 milioni di euro e

per 61,1 milioni di euro nei primi 6 mesi del 2011, minori costi capitalizzati per 16,1 milioni di euro nel 2012 e 16,3

milioni di euro nel 2011 e maggiori costi operativi per servizi, materiali e altre spese operative per 39,3 milioni di euro

nel 2012 e 44,8 milioni di euro nel 2011.

Nella tabella seguente sono riportati i risultati economici del primo semestre 2011 e 2012:

Conto economico (mln/€)

30‐giu‐11 Inc.% 30‐giu‐12 Inc% Var. Ass. Var. %

Ricavi 1.983,2 0,0% 2.298,9 0,0% +315,7 +15,9%

Altri ricavi operativi 87,7 4,4% 91,1 4,0% +3,4 +3,9%

Materie prime e materiali (1.122,0) ‐56,6% (1.399,8) ‐60,9% +277,8 +24,8%

Costi per servizi (422,1) ‐21,3% (427,5) ‐18,6% +5,4 +1,3%

Altre spese operative (17,5) ‐0,9% (19,3) ‐0,8% +1,8 +10,3%

Costi del personale (189,7) ‐9,6% (192,8) ‐8,4% +3,1 +1,6%

Costi capitalizzati 24,4 1,2% 13,1 0,6% ‐11,3 ‐46,4%

Margine operativo lordo 344,0 17,3% 363,6 15,8% +19,6 +5,7%

Amm.ti e Acc.ti (144,6) ‐7,3% (151,5) ‐6,6% +6,9 +4,8%

Utile operativo 199,4 10,1% 212,1 9,2% +12,7 +6,4%

Gestione Finanziaria (53,5) ‐2,7% (61,8) ‐2,7% +8,3 +15,5%

Utile prima delle imposte 145,9 7,4% 150,3 6,5% +4,4 +3,0%

Imposte (62,8) ‐3,2% (66,8) ‐2,9% +4,0 +6,4%

Utile netto del periodo 83,2 4,2% 83,4 3,6% +0,2 +0,2%

Il margine operativo lordo passa da 344,0 milioni di euro dei primi 6 mesi del 2011 ai 363,6 del 2012, +5,7%; l’utile

operativo passa da 199,4 a 212,1 milioni di euro; il risultato ante‐imposte risulta superiore del 3,0%, passando da

145,9 a 150,3 milioni di euro; il risultato netto passa da 83,2 milioni di euro del 30 giugno 2011 a 83,4 dell’analogo

periodo del 2012.

I Ricavi aumentano di 315,7 milioni di euro, +15,9%, passando da 1.983,2 milioni di euro del primo semestre 2011 a

2.298,9 milioni di euro del 2012. Le principali motivazioni sono: (i) i maggiori volumi di distribuzione e vendita gas, (ii)

i maggiori ricavi di gas ed energia elettrica per effetto dell’incremento dei prezzi della materia prima, pari circa a 200

milioni di euro complessivi, (iii) i maggiori ricavi da somministrazione del servizio idrico integrato, che compensano i

minori ricavi dell’area ambiente.




22

L’aumento dei Costi delle materie prime e materiali, pari a 277,8 milioni di euro rispetto ai primi 6 mesi del 2011,

risente dei maggiori volumi venduti di gas e degli aumenti del prezzo della materia prima, di circa 200 milioni di euro

come già citato in precedenza.

Gli altri costi operativi (Costi per servizi in aumento di 5,4 milioni di euro e Altre spese operative in aumento di 1,8

milioni di euro), crescono complessivamente di 7,2 milioni di euro (+1,5%); l’aumento è da imputare per circa il 90% ai

maggiori costi di vettoriamento di energia elettrica e gas.

Il Costo del personale passa da 189,7 milioni di euro al 30 giugno 2011 a 192,8 milioni di euro del primo semestre

2012. L’aumento è contenuto all’1,6%, poiché gli incrementi retributivi da CCNL sono stati compensati da una

riduzione degli organici di 97 risorse.

La diminuzione dei Costi capitalizzati, che passano da 24,4 a 13,1 milioni di euro, è legata principalmente a minori

lavori sugli impianti e opere tra le società del Gruppo, in particolare per il completamento dei nuovi impianti WTE.

Il Margine operativo lordo consolidato di Gruppo del primo semestre 2012 si mostra in crescita, passando da 344,0 a

363,6 milioni di euro (+5,7%), grazie al buon andamento dell’area gas, che passa dal 35,1% al 41,6% d’incidenza di

risultato sul totale, dell’area ciclo idrico e degli Altri Servizi.

Gli Ammortamenti e Accantonamenti aumentano del 4,8%, passando dai 144,6 milioni di euro dei primi sei mesi del

2011, ai 151,5 milioni di euro dell’analogo periodo dell’esercizio 2012. La variazione è dovuta principalmente a: (i)

maggiori accantonamenti effettuati al fondo svalutazione crediti, (ii) maggiori ammortamenti per nuovi impianti, (iii)

maggiori ammortamenti e accantonamenti dovuti alle variazioni del perimetro di consolidamento, compensati da

minori accantonamenti al fondi rischi.

L’Utile Operativo dei primi sei mesi del 2012 è pari a 212,1 milioni di euro, in crescita del 6,4 % rispetto all’analogo

periodo del 2011, per i motivi descritti in precedenza.

Il risultato della Gestione Finanziaria al 30 giugno 2012 risulta pari a 61,8 milioni di euro in crescita del 15,5% rispetto

ai 53,5 milioni di euro del primo semestre 2011. Il maggior onere è dovuto sia all’incremento dell’indebitamento

medio sia all’incremento degli spread registrato al periodo precedente. Il totale della gestione finanziaria è inoltre

influenzato dai minori utili da imprese collegate registrati rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente.

Alla luce di quanto sopra descritto, il Risultato Ante‐Imposte passa da 145,9 milioni di euro del primo semestre 2011 ai

150,3 milioni di euro dell’analogo periodo del 2012, con un aumento del 3,0%.

Le imposte passano da 62,8 del primo semestre 2011 a 66,8 milioni di euro del 2012. Il tax rate risulta pari al 44,5%, in

crescita di 1,5 punti percentuali rispetto all’analogo periodo dell’esercizio precedente. La causa principale è

l’incremento della Robin Tax (4 punti percentuali, come disposto dal DL 138 del 13 agosto 2011), in parte compensato

dall’agevolazione introdotta dal Decreto Monti (DL 201/2011) in materia di deducibilità dell’irap pagata sul costo del

lavoro.

Il Risultato Netto al 30 giugno 2012 si attesta dunque a 83,4 milioni di euro, in aumento dello 0,2% rispetto ai 83,2

milioni di euro del 30 giugno 2011, per tutti gli accadimenti descritti in precedenza.




23

Analisi della struttura patrimoniale del Gruppo:

Si evidenzia l'evoluzione dell'andamento del capitale investito netto e delle fonti di finanziamento del Gruppo per

l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2011 e per la situazione semestrale al 30 giugno 2012:

Capitale investito e fonti di finanziamento

(mln/€)31‐dic‐11 Inc% 30‐giu‐12 Inc% Var. Ass. Var. %

Immobilizzazioni nette 4.292,7 111,0% 4.320,7 109,5% 28,0 +0,7%

Capitale circolante netto (31,5) ‐0,8% 29,0 0,7% 60,5 ‐192,1%

(Fondi) (394,7) ‐10,2% (402,5) ‐10,2% (7,8) +2,0%

Capitale investito netto 3.866,5 100,0% 3.947,2 100,0% 80,7 +2,1%

Patrimonio netto 1.879,4 48,6% 1.848,0 46,8% (31,4) ‐1,7%

Debiti finanziari a lungo 2.323,1 60,1% 2.548,6 64,6% 225,5 +9,7%

Posizione netta a breve (336,0) ‐8,7% (449,4) ‐11,4% (113,4) +33,8%

Posizione finanziaria netta 1.987,1 51,4% 2.099,2 53,2% 112,1 +5,6%

Totale fonti di finanziamento 3.866,5 100,0% 3.947,2 100,0% 80,7 +2,1%

Il capitale investito netto nel corso dei primi sei mesi del 2012 si è incrementato del 2,1% passando da 3.866,5 a

3.947,2 milioni di euro.

Le attività immobilizzate nette al 30 giugno 2012 ammontano a 4.320,7 milioni di euro contro i 4.292,7 del dicembre

2010, con un incremento pari al 0,7%.

I fondi alla chiusura del primo semestre 2012 ammontano a 402,5 aumentati del 2,0% rispetto al valore di dicembre

2011 di 394,7.

Il capitale circolante netto registra un incremento di 60,5 milioni di euro.

Il patrimonio netto passa da 1.879,4 a 1.848,0 milioni di euro per effetto dei dividendi deliberati pari a 114 milioni di

euro.




24

Di seguito si riporta il prospetto di raccordo tra la situazione civilistica della Capogruppo e la relazione finanziaria

consolidata abbreviata al 30 giugno 2012:

Prospetto di raccordo fra bilancio separato della Capogruppo e bilancio consolidato

RISULTATO NETTO PATRIMONIO NETTO

SALDI COME DA BILANCIO SEMESTRALE DELLA CAPOGRUPPO 90.106 1.666.529

Dividendi rilevati nell'anno (71.113)

Valutazione a p. netto di imprese iscritte nel bilancio d'esercizio al costo (1.002) 17.486

Valore di carico delle partecipazioni consolidate (487.686)

Patrimonio netto e risultato del periodo delle imprese consolidate 58.748 486.113

Attribuzione differenze ai beni delle imprese consolidate

e relativi ammortamenti:

‐ Avviamento da consolidamento 54.965

‐ Attività immateriali (275) 4.670

‐ Immobilizzazioni materiali (87) 1.125

Altre rettifiche per eliminazione effetti operazioni infragruppo 566 (29.826)

TOTALE 76.943 1.713.376

Attribuzione quota dei terzi 6.504 134.692

SALDI COME DA BILANCIO CONSOLIDATO 83.447 1.848.068




25

Analisi posizione finanziaria netta del Gruppo:

milioni di euro 30‐giu‐2012 31‐dic‐2011

a Disponibilità liquide 506,7 415,2

b Altri crediti finanziari correnti 41,5 42,9

Debiti bancari correnti (58,8) (78,8) Parte corrente dell'indebitamento bancario (36,4) (39,1) Altri debiti finanziari correnti (0,5) (0,5)Debiti per locazioni finanziarie scadenti entro l'esercizio successivo (3,1) (3,7)

c Indebitamento finanziario corrente (98,8) (122,1)

d=a+b+c Indebitamento finanziario corrente netto 449,4 336,0

e Crediti finanziari non correnti 14,3 11,0

Debiti bancari non correnti e obbligazioni emesse (2.558,7) (2.328,8)

Altri debiti finanziari non correnti 0,0 0,0

Debiti per locazioni finanziarie scadenti oltre l'esercizio successivo (4,2) (5,3)

f Indebitamento finanziario non corrente (2.562,9) (2.334,1)

g=e+f Indebitamento finanziario non corrente netto (2.548,6) (2.323,1)

h=d+g Indebitamento finanziario netto (2.099,2) (1.987,1)

La posizione finanziaria netta passa da 1.987,1 milioni di euro al 31 dicembre 2011 a 2.099,2 del 30 giugno 2012,

registrando un incremento di 112,1 milioni di euro dovuto alla distribuzione in giugno di

111 milioni di dividendi.

Si conferma un indebitamento prevalentemente costituito da debiti a medio lungo termine che coprono oltre il 96%

del totale dell’indebitamento, equilibrando puntualmente la struttura patrimoniale del Gruppo caratterizzata da un

elevato livello di immobilizzazioni.

Hera Spa fruisce di rating sul lungo termine emesso da Moody's "Baa1" con outlook negativo e Standard & Poor's

"BBB+" con outlook stabile.




26

Investimenti Gruppo Hera

Gli investimenti materiali e immateriali del Gruppo ammontano a 121,4 milioni di euro rispetto ai 133,0 milioni di euro

del corrispondente periodo dell’esercizio precedente.

Nella tabella seguente vengono elencati, nel periodo di riferimento, gli investimenti al lordo delle dismissioni suddivisi

per settore di attività:

Totale Investimenti

(mln €) 30‐giu‐11 30‐giu‐12 Var. Ass. Var. %

Area gas 20,6 16,0 ‐4,6 ‐22,3%

Area energia elettrica 13,0 9,6 ‐3,4 ‐26,2%

Area ciclo idrico integrato 43,7 39,7 ‐4,0 ‐9,2%

Area ambiente 29,3 20,2 ‐9,1 ‐31,1%

Area altri servizi 6,7 6,1 ‐0,6 ‐9,0%

Struttura centrale 19,8 29,8 +10,0 +50,5%

Totale Investimenti Operativi 133,0 121,4 ‐11,6 ‐8,7%

Totale investimenti finanziari 5,8 0,0 ‐5,8 +0,0%

Totale 138,8 121,4 ‐17,4 ‐12,5%

Gli investimenti del servizio gas risultano inferiori rispetto allo stesso periodo dell’esercizio precedente. Gli interventi

del servizio gas sul territorio di riferimento si riferiscono ad estensioni di rete, a bonifiche e a potenziamenti di reti e

impianti di distribuzione. Nel teleriscaldamento sono comprese le opere di estensione rete nelle aree di Bologna (1,1

milioni di euro), Imola (1,5 milioni di euro), Forlì Cesena (0,7 milioni di euro), Ferrara (0,5 milioni di euro) e Modena

(0,2 milioni di euro). Gli investimenti della gestione calore sono relativi a interventi strutturali su impianti termici

gestiti dalle società del Gruppo.

Gas


Reti 13,9 11,7 ‐2,2 ‐15,8%

TLR/Gestione Calore 6,6 4,1 ‐2,5 ‐37,9%

Altro 0,1 0,1 +0,0 +0,0%

Totale Gas 20,6 16,0 ‐4,6 ‐22,3%

Gli investimenti del servizio Energia Elettrica, riguardano prevalentemente l’estensione del servizio e la manutenzione

straordinaria di impianti e reti di distribuzione nel territorio di Modena e Imola e i servizi di supporto reti. Gli

investimenti nel territorio risultano in diminuzione rispetto allo stesso periodo dell’esercizio precedente anche a causa

della conclusione dell’impegno per la sostituzione massiva degli attuali misuratori con contatori elettronici, al fine di

rispettare i piani di sostituzione deliberati dall’Agenzia per l’energia elettrica e il gas (Aeeg). Gli investimenti in

impianti di produzione di energia elettrica e calore (CCGT) si riferiscono all’impianto cogenerativo di Imola, mentre gli

interventi della cogenerazione industriale riguardano la realizzazione di nuovi impianti presso aziende del territorio.




27

Energia Elettrica


Territorio 8,7 6,4 ‐2,3 ‐26,4%

CCGT Imola 3,2 3,1 ‐0,1 ‐3,1%

Cogenerazione ind.le 1,0 0,2 ‐0,8 ‐80,0%

Totale Energia Elettrica 13,0 9,6 ‐3,4 ‐26,2%

Per quanto attiene al Ciclo Idrico Integrato gli investimenti sono principalmente riferiti a estensioni, bonifiche e

potenziamenti di reti e impianti oltre ad adeguamenti normativi relativi soprattutto all’ambito depurativo e fognario,

con una riduzione di questi ultimi rispetto al corrispondente periodo dell’esercizio precedente.

Ciclo Idrico Integrato


Acquedotto 21,3 20,3 ‐1,0 ‐4,7%

Depurazione 11,2 11,7 +0,5 +4,5%

Fognatura 11,2 7,7 ‐3,5 ‐31,3%

Totale Ciclo Idrico Integrato 43,7 39,7 ‐4,0 ‐9,2%

Nell’area Ambiente risultano in aumento rispetto all’anno precedente gli interventi di mantenimento e potenziamento

sugli impianti esistenti sul territorio. Per quanto concerne gli investimenti nell’ambito dei termovalorizzatori (WTE), gli

interventi risultano in diminuzione a seguito della conclusione dell’impianto di Rimini.

Ambiente


Impianti Esistenti 17,0 20,2 +3,2 +18,8%

Nuovi impianti:

WTE Modena 0,7 0,0 ‐0,7 ‐100,0%

WTE Rimini 11,5 0,0 ‐11,5 ‐100,0%

Totale Ambiente 29,3 20,2 ‐9,1 ‐31,1%

L’area Altri Servizi in ambito Telecomunicazioni presenta investimenti in diminuzione rispetto allo stesso periodo del

2011; nella voce Altro sono inclusi gli investimenti nei servizi cimiteriali comprensivi della realizzazione del nuovo polo

crematorio (0,4 milioni di euro nel periodo).




28

Altri Servizi


TLC 5,9 4,6 ‐1,3 ‐22,0%

Illum. Pubblica e Semaforica 0,4 0,5 +0,1 +25,0%

Altro 0,4 1,0 +0,6 +150,0%

Totale Altri Servizi 6,7 6,1 ‐0,6 ‐9,0%

Risultano complessivamente in aumento, rispetto all’esercizio precedente, gli investimenti nell’ambito della Struttura

Centrale per effetto degli interventi di realizzazione delle nuove Sedi e per gli interventi di mantenimento del parco

mezzi. Gli altri investimenti comprendono gli interventi di completamento dei laboratori e delle strutture di

Telecontrollo.

Struttura Centrale


Interventi immobiliari 10,5 17,9 +7,4 +70,5%

Sistemi informativi 6,1 5,8 ‐0,3 ‐4,9%

Flotte 2,0 5,0 +3,0 +150,0%

Altri investimenti 1,2 1,0 ‐0,2 ‐16,7%

Totale Struttura Centrale 19,8 29,8 +10,0 +50,5%




29

1.03.02 Quadro regolatorio e ricavi regolamentati

Normativa di riferimento

Il settore dei servizi pubblici locali è stato caratterizzato da un’intensa proliferazione normativa e giurisprudenziale,

che si conclude, subito a valle della chiusura del primo semestre 2012, con la Sentenza della Corte Costituzionale n.

199 del 20 luglio 2012, che ha dichiarato illegittimo l’art. 4 del D.L. 13 agosto 2011, n.138, convertito in L. n. 148, del

14 settembre 2011. L’art.4 è stato cassato in quanto riprendeva la logica della legislazione sulla riforma dei servizi

pubblici locali già a suo tempo abrogata dal referendum popolare del luglio 2011. L’incostituzionalità comporta la

disapplicazione della norma e il regime transitorio degli affidamenti diretti in essa stabilito.

Tra le principali conseguenze della Sentenza si evidenzia come i servizi di gestione dei rifiuti urbani e dell’illuminazione

pubblica, gestiti da Hera, proseguiranno fino alla scadenza prevista dai contratti di servizio attualmente in vigore.

Positivi gli effetti per le gestioni in house, che saranno concesse indipendentemente dal valore economico del servizio

affidato (l’art. 4 prevedeva, invece, una soglia restrittiva di 200.000 Euro). Viene meno anche la stessa restrizione per

l’in house prevista dall’art. 4 comma 8 del D.L. 6 luglio 2012, n. 95 c.d. “Spending Review” recante disposizioni urgenti

per la revisione della spesa pubblica con invarianza dei servizi ai cittadini.

Meno positivi gli effetti della Sentenza per gli affidatari diretti che contavano sulla facoltà eccezionalmente concessa

dalla norma, ora non più valida, di proseguire nell’affidamento per tre anni dal 2013, nel caso fossero state integrate

gestioni dirette preesistenti, costituendo un unico gestore d’ambito.

Rimane in vigore l’art. 3 bis del D.L. 138/11 introdotto dal DL “Liberalizzazioni”. Con tale disposizione era previsto che

le Regioni, entro fine giugno 2012, organizzassero i servizi pubblici locali a rilevanza economica in ambiti territoriali

ottimali, con dimensione di norma provinciale, salvo che, con adeguata motivazione, non si fosse optato per un’area

sub provinciale, salvaguardando i bacini già definiti da discipline regionali o di settore. Tuttavia, attualmente le Regioni

non hanno ancora deliberato in tal senso.

Il D.L. n. 1/12 interviene anche in una nuova definizione del perimetro degli affidamenti del servizio di gestione dei

rifiuti urbani e assimilati. Viene, infatti, esclusa l’attività di smaltimento e di gestione degli impianti che potrà rientrare

o meno nell’ambito di gara, precisando però il permanere di una regolazione pubblica del conferimento presso gli

impianti a tariffe regolate.

Nel novero delle novità dei settori energetici, nel D.L. “Liberalizzazioni” sono stati previsti, tra l’altro:

l’introduzione nei prezzi di approvvigionamento gas per i clienti vulnerabili, di un riferimento ai prezzi rilevati

sul mercato;

la separazione societaria Eni – Snam Rete Gas, da attuarsi con successivo Decreto del Presidente del Consiglio

dei Ministri (DPCM);

l’obbligo per Aeeg di definire la remunerazione specifica dei singoli asset regolati, entro 90 giorni dalla

richiesta dei concessionari, per la realizzazione delle infrastrutture di rete;

la gestione da parte del Sistema Informativo Integrato (presso Acquirente Unico Spa) anche dei dati relativi ai

consumi di energia elettrica e gas dei clienti finali;

il nuovo compito dell’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato (AGCM) di elaborare un rating di

legalità delle imprese operanti sul territorio.




30

Il D.L. 9 febbraio 2012, n.5, “Disposizioni urgenti in materia di semplificazione e di sviluppo”, convertito in L. 4 aprile

2012, n. 35, ha inoltre integrato l’art. 45 del D. Lgs n. 93/11 (norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica

e del gas naturale) che concerne i poteri sanzionatori dell’Aeeg. È previsto che nei casi di particolare urgenza, l’Aeeg

potrà deliberare d’ufficio l’adozione di misure cautelari, adeguatamente motivate, anche prima dell’avvio del

procedimento sanzionatorio.

Sempre nell’ambito energy, il provvedimento prevede la definizione di un elenco proposto dal Ministero dello

Sviluppo Economico, da aggiornare con periodicità biennale, di impianti e infrastrutture prioritarie al fine di ridurre i

costi di approvvigionamento energetico. In generale, per migliorare l’efficienza e la competitività del settore

petrolifero, sono introdotte alcune disposizioni per le infrastrutture energetiche strategiche, la metanizzazione del

Mezzogiorno e in tema di bunkeraggio.

Si segnala altresì il D.L. 2 marzo 2012, n. 16 convertito in L. 26 aprile 2012, n.44, recante disposizioni urgenti in materia

di semplificazioni tributarie, di efficientamento e potenziamento delle procedure di accertamento. In particolare, in

materia di efficienza energetica, viene prevista una rideterminazione dell’aliquota applicata alla quantità di

combustibile utilizzato per la produzione di energia elettrica per gli impianti di cogenerazione. La rideterminazione

avverrà in base a coefficienti determinati con decreto ministeriale (MEF), stimati con riferimento all’efficienza del

parco impianti elettrico nazionale e determinati su base quinquennale. I coefficienti individuati con delibera Aeeg n.

16/98, sono ridotti del 12% dal 1.1.2012 al 31.12.2012.

Il tema della produzione da energie rinnovabili è stato protagonista nel primo semestre 2012, con l’attesa

approvazione del decreto ministeriale attuativo dell’art. 24 co. 5 del D. Lgs n. 28/11 (D.M. 6 luglio 2012) e del V Conto

Energia (D.M. 5 luglio 2012). Il primo provvedimento tratta il nuovo sistema di incentivazione dell’energia elettrica

rinnovabile, in particolare per gli impianti che entreranno in esercizio dopo il 2013. In generale, vengono distinte tre

categorie di meccanismi:

alcune tipologie di impianti potranno accedere direttamente agli incentivi senza registrazione presso il GSE;

gli impianti con potenza nominale inferiore alla soglia dei 5 MW, nonché i rifacimenti totali o parziali di

impianti, accederanno direttamente agli incentivi con obbligo di registrazione presso il GSE;

gli impianti con potenza nominale superiore a 5 MW dovranno partecipare al meccanismo di aste al ribasso.

Il valore dell’incentivo base è stabilito dall’Allegato I nel D.M. e sarà di norma decurtato annualmente del 2%, nella

direzione di graduale diminuzione dell’incentivazione. Tuttavia, sono previste maggiorazioni nei casi di cogenerazione

ad alto rendimento e in caso di rispetto di particolari condizioni (in particolare nel campo delle riduzioni delle

emissioni in atmosfera).

Di significativo impatto per il Gruppo Hera sono gli interventi volti a modificare l’ammontare di energia netta

incentivabile per gli impianti di termovalorizzazione, concernenti la quantificazione dell’energia assorbita dai c.d.

“servizi ausiliari” e il calcolo forfetario della frazione biodegradabile dei rifiuti speciali. Per il calcolo dei servizi ausiliari,

nel caso di impianti superiori ad 1 MW, si attende una nuova deliberazione Aeeg, a seguito dell’indagine conoscitiva

attualmente in corso.

Infine, gli impianti entrati in esercizio entro il 31.12.2012 e che già hanno acquisito il diritto di ricevere certificati verdi,

fino al 2015 continuano a ricevere un incentivo calcolato sulla base di una metodologia simile a quella attuale.




31

Per quanto riguarda la promozione dell’energia fotovoltaica, con D.M. 5 luglio 2012, che entrerà in vigore il 27 agosto

2012 e cesserà la sua applicazione al superamento del costo complessivo di sistema pari a 6.7 mld Euro, gli incentivi

continuano a ridursi, verso un loro progressivo azzeramento. Rispetto al IV Conto Energia, sono previsti ulteriori limiti

di costo semestrali in base a determinate tipologie di impianti e viene introdotta una tariffa omnicomprensiva per

kWh immesso, che rimarrà fissa per i 20 anni dalla data di entrata in esercizio dell’impianto (alternativa al meccanismo

dello scambio sul posto e al ritiro dedicato). Inoltre, sono previsti premi incrementali, tra loro cumulabili, in caso di

sostituzione di eternit e in caso di impianti con componenti realizzati in Paesi UE. Per quanto riguarda il meccanismo di

incentivazione, gli impianti con potenza maggiore di 12 KW potranno accedere agli incentivi previa iscrizione ai registri

del GSE, nei limiti di potenza annua, mentre quelli con potenza inferiore a 12 KW potranno accedere direttamente agli

incentivi senza registrazione (così come gli impianti a concentrazione, innovativi e realizzati dalla pubblica

amministrazione, fino al raggiungimento di 50 Mln Euro di erogazione complessiva, nonché quelli sostitutivi di

amianto fino a 50 kW).

Nell’ambito del settore gas si segnala il D.L. 22 giugno 2012, n. 83 c.d. D.L. “Sviluppo” che, in particolare, introduce un

sistema d’asta per l’allocazione dei servizi di stoccaggio destinati al servizio di modulazione per i clienti civili, in

sostituzione dell’attuale allocazione pro quota. Il nuovo sistema comporterà il passaggio ad un sistema dove i costi

non sono noti ex ante, creando una potenziale maggiore incertezza sulle offerte gas e un potenziale maggior rischio di

mercato, sia per i trader, sia per i piccoli venditori.

Si segnala, infine, il D.L. 6 giugno 2012, n. 74, convertito in Legge il 1.8.2012, recante interventi urgenti in favore delle

popolazione colpite dagli eventi sismici che hanno interessato il territorio delle province di Bologna, Modena, Ferrara,

Mantova, Reggio Emilia e Rovigo. In particolare, per i settori energia elettrica, acqua e gas viene disposta la

sospensione per un periodo massimo di 6 mesi dal 20.5.2012, dei termini di pagamento delle fatture emesse o da

emettere in determinati Comuni delle province oggetto del decreto.




32

Regolazione dell’Autorità per l’Energia Elettrica e Gas

Con riferimento al settore gas, un tema certamente rilevante della regolazione del primo semestre 2012 è lo smart

meter. Con del. 28/12/R/gas, infatti, l’Aeeg ha provveduto a rimodulare gli obblighi di messa in servizio dei gruppi di

misura del gas con funzioni di telelettura e telegestione inizialmente previsti dalla del. ARG/gas 155/08, introducendo

un generale posticipo delle scadenze dei piani di roll out ed eliminando alcuni obblighi temporali intermedi

precedentemente fissati. Nello specifico, l’obbligo temporale di sostituzione per i contatori di calibro più elevato

(maggiore di G40) è stato fissato nel 29.2.2012, mentre al 2018 è stato fissato il termine per la sostituzione del 60%

dei contatori mass market, fatto comunque salvo l’obbligo di sostituzione, a tal data, del 100% dei contatori “con bollo

metrico scaduto”.

Nel contempo, tuttavia, la delibera 28/12 ha delineato i meccanismi di copertura tariffaria per le società distributrici,

impattate degli obblighi di roll out verso i contatori smart. In particolare è stato introdotto il riconoscimento tariffario

dei costi di capitale mediante un prezziario a costi standard, ancorché raccordato ai valori effettivi di investimento

attraverso un sistema di profit/loss sharing. E’ inoltre stato delineato come, per i contatori convenzionali mass market

sostituiti con contatori smart in anticipo rispetto all’esaurimento della vita utile regolatoria, non spetti alcun recupero

tariffario delle quote ammortamento residue. Eccetto le verifiche metrologiche obbligatorie per legge, non risultano

inoltre previsti meccanismi puntuali a copertura dei costi operativi sorgenti dalla gestione dei nuovi contatori. Avverso

la delibera 28/12/R/gas alcuni operatori, tra cui Hera Spa, hanno presentato ricorso al TAR Lombardia in ragione dei

profili di criticità che la delibera presenta circa la copertura tariffaria degli investimenti e costi operativi emergenti

dall’ottemperanza degli obblighi di sostituzione dei contatori. Le successive delibere emanate nel primo semestre

2012 ad integrazione e modifica della 28/12, non hanno nella sostanza alterato il quadro sopra descritto.

Sempre con riferimento al settore gas, con del. 166/2012/R/gas l’Aeeg ha dato avvio al periodo transitorio di prima

applicazione del Testo Integrato Morosità Gas (TIMG) nonché introdotto alcuni obblighi a carico del distributori

finalizzati a contenere il fenomeno della morosità. Tra le principali novità introdotte vi è l’obbligo per il distributore di

garantire un determinato numero di interventi di sospensione della fornitura per morosità del cliente finale definito a

livello di impianto di distribuzione, nonché l’obbligo di interrompere la fornitura di gas nei casi in cui non sia possibile,

per inaccessibilità del contatore, sospendere la stessa. Per quanto riguarda gli obblighi di interruzione, l’Aeeg garantirà

la copertura dei costi relativi sia all’interruzione che al ripristino della fornitura. Ancora per quanto concerne il TIMG,

si segnala inoltre che il TAR Lombardia ha posticipato il pronunciamento, inizialmente previsto nel giugno 2012, sui

ricorsi presentati da alcuni operatori, avverso la del. ARG/Gas/99/2011 e in particolare sull’istituzione del Servizio di

Default Gas, rinviando tale pronunciamento al 31 ottobre 2012.

Con del. 263/2012/R/gas l’Aeeg, recependo quando previsto dall’articolo 13 del D.L. 1/12, ha proseguito il percorso,

già intrapreso con del. 116/2012/R/Gas, volto al progressivo inserimento nella formula di calcolo della componente

tariffaria di commercializzazione all’ingrosso (CCI) di nuovi riferimenti al mercato affiancandoli ai consueti parametri

derivanti dai contratti di importazione. È utile ricordare che l’Aeeg con del. 116/2012/R/Gas aveva modificato la

formula di calcolo della CCI, con decorrenza aprile 2012, affinché in essa fosse progressivamente contemplato anche

un opportuno indice di mercato. Con la delibera in oggetto l’Aeeg conferma tale accorgimento, aumentando tuttavia il

peso dell’Indice di mercato che per l’anno termico 2012/13 sarà portato al 5%. Sullo stesso tema, ulteriore elemento

di attenzione è costituito dalla volontà dell’Aeeg di avviare un’istruttoria conoscitiva “volta a delineare la struttura di

costo del mercato della vendita al dettaglio del gas naturale” da concludere entro il mese di settembre 2012,

finalizzata a riconoscere ai venditori, già da aprile 2013, corrispettivi maggiormente allineati alle rispettive condizioni

di approvvigionamento e prefigurando in tal senso un riconoscimento tariffario diversificato tra società di vendita.




33

Ulteriore elemento di novità del primo semestre 2012 è rappresentato dalla del. 229/2012/R/gas con cui l’Aeeg ha

approvato il Testo Integrato Settlement Gas (TISG). Con questo provvedimento l’Aeeg ha completato la riforma del

sistema del bilanciamento del gas introducendo un nuovo set di regole finalizzato ad aumentare certezza e

trasparenza nella determinazione delle partite fisiche (quantità) a cui dovranno applicarsi le condizioni economiche

determinate nel medesimo mercato (prezzo di bilanciamento). Nel TISG, che entrerà in vigore a partire dal 1.1.2013, la

più rilevante novità è rappresentata dal trasferimento dai distributori a Snam della responsabilità del processo

dell’allocazione.

Con riferimento al settore energia elettrica, tra le novità regolamentari di maggior impatto per il Gruppo Hera si

segnalano i provvedimenti in materia di tariffe e qualità della distribuzione energia elettrica per il Quarto Periodo

Regolatorio (2012‐2015).

Con riferimento al nuovo quadro tariffario, la del. 157/2012/R/EE ha rinviato a successivo provvedimento

l’approvazione per Hera Spa delle tariffe di riferimento 2012 per il servizio di distribuzione dell’energia elettrica ai

sensi del nuovo TIT di cui alla del. ARG/elt 199/11, annoverando Hera tra gli operatori per cui l’Aeeg ha ritenuto di

dover acquisire ulteriori elementi informativi circa la stratificazione storica del capitale investito. L’approvazione

definitiva della tariffa di riferimento 2012 è stata quindi rimandata a valle dell’invio ad Aeeg dei chiarimenti necessari,

previsto per settembre 2012. L’approvazione definitiva è comunque prevista, come indicato dalla stessa del.

157/2012, non oltre il mese di marzo 2013.

Parallelamente alla regolazione tariffaria, con l’introduzione del nuovo Testo Integrato Qualità Elettrica (TIQE), l’Aeeg

ha rivisto il regime incentivante la continuità del servizio nonché la regolazione della qualità commerciale della

distribuzione elettrica per il periodo 2012‐2015. In particolare l’Aeeg, anche al fine di evitare sovrapposizioni di sistemi

incentivanti, ha inteso ridurre i regimi di sostegno legati alla diminuzione delle interruzioni elettriche, prevedendo in

generale una loro decelerazione. Per quanto concerne inoltre la regolazione della qualità commerciale, l’Aeeg ha

previsto un incremento di circa il 17% degli ammontari degli indennizzi automatici per violazione degli standard

specifici nonché, a decorrere dal 1.1.2013, l’implementazione di nuovi indicatori soggetti a standard specifico quali il

tempo di sostituzione del gruppo di misura guasto e il tempo di ripristino del valore corretto di tensione della

fornitura. Sempre a decorrere dal 1.1.2013 è prevista la applicazione delle disposizioni in tema di preventivo rapido

che intercettano i processi dei distributori e venditori elettrici retail.

Per quanto riguarda il settore della produzione di energia elettrica la del. 281/2012/R/EFR risponde all’esigenza di

responsabilizzare i produttori di fonti di energia rinnovabili (FER) non programmabili riguardo ai costi di

sbilanciamento, dando avvio a un processo che sposti gradualmente sui produttori parte di tali costi (attualmente

socializzati fra i consumatori) così da incentivare una maggiore attenzione all’attività di previsione delle immissioni. A

regime, quindi, la regolazione delle unità produttive da FER dovrà uniformarsi a quella vigente per la generalità degli

impianti, con un approccio che richiederà ai produttori di aggiornare i propri piani di immissione quasi in tempo reale

per minimizzare gli sbilanciamenti. Per contenere l’impatto sui produttori l’Aeeg ha stabilito di introdurre un regime

transitorio, valevole per tutto il 2013, per il quale entro determinate franchigie (20% per i primi 6 mesi e 10% per i

restanti) gli sbilanciamenti continueranno ad essere valorizzati al prezzo di mercato. Per quanto riguarda gli impianti

non rilevanti (potenza installata inferiore a 10 MVA), per i quali il GSE ha la responsabilità del dispacciamento, l’onere

di sbilanciamento sarà applicato solo ai produttori che si avvalgono del regime di ritiro dedicato.




34

Ancora in materia di energie rinnovabili, si evidenzia la del. 240/2012/E/EFR che avvia un’indagine conoscitiva per

qualificare una migliore definizione dell’energia consumata dai servizi ausiliari di centrale della produzione di energia

elettrica. L’intervento dell’Aeeg fa seguito sia al D.M. 6 luglio 2012 (incentivazione rinnovabili elettriche), che affida il

compito all’Aeeg di determinare i servizi ausiliari per gli impianti con potenza nominale superiore a 1 MW, sia

all’esigenza di conferire maggiore certezza circa la definizione di servizi ausiliari che è stata oggetto di diverse

interpretazioni nel tempo. La formulazione di una nuova definizione in tal senso consentirebbe maggiore certezza

nella quantificazione dell’energia netta incentivabile e, quindi, degli stessi incentivi. Inoltre, permetterebbe di

considerare particolari tipologie di impianti che svolgono una duplice funzione, quali i termovalorizzatori che

contribuiscono ad ottimizzare anche un servizio pubblico critico come la gestione rifiuti. Nel merito, il Gruppo Hera è

stato invitato a partecipare a un’audizione presso l’Aeeg per presentare la propria posizione.

Per quanto concerne la tutela dei consumatori, si segnalano alcuni interventi dell’Aeeg del primo semestre 2012,

trasversali ai settori gas ed energia elettrica.

In primo luogo, con del. 153/2012/R/com, l’Aeeg, per contrastare il fenomeno delle indebite contrattualizzazioni dei

clienti finali da parte delle società di vendita retail, ha introdotto a carico dei venditori l’obbligo di applicare opportune

“misure preventive” come la welcome letter o la chiamata telefonica di conferma al cliente finale. Inoltre, l’Aeeg ha

previsto misure economiche penalizzanti per i venditori “non richiesti”, nonché la pubblicazione di una black list dei

stessi venditori coinvolti alimentata dalle informazioni pervenute dai clienti.

Con del. 260/2012/E/com è stata inoltre prevista la istituzione del Servizio conciliazione clienti energia ed

approvazione della disciplina di prima attuazione. L’effetto dell’implementazione del Servizio, prevista dal 2013, sarà

ragionevolmente quello di ridurre il ricorso alle procedure di conciliazione paritetica, attualmente gestite dai singoli

esercenti sulla base di accordi con le associazioni di consumatori.

Con delibere 235/2012/R/com e 314/2012/R/com, l’Aeeg ha inoltre implementato misure a favore delle popolazioni

colpite dagli eventi sismici verificatisi, anche in Emilia, nei giorni del 20.5.2012 e successivi. E’ stata in particolare

prevista la sospensione, per il periodo dal 20.5 al 20.11.2012, dei termini di pagamento delle fatture relative alle

forniture di gas, elettricità e del servizio idrico integrato. Al fine di mitigare l’esposizione finanziaria degli operatori di

vendita, con del. 314/12 l’Aeeg ha previsto la facoltà per i venditori per i quali il fenomeno della sospensione dei

pagamenti a seguito di terremoto assume dimensione significativa, di richiedere un’anticipazione da parte della Cassa

Conguaglio per il Settore Elettrico (CCSE) dei crediti derivanti dalle fatture con pagamenti sospesi per effetto della del.

235/12, al netto di una soglia di franchigia. L’anticipazione assume nella pratica la forma di un finanziamento a titolo

oneroso, ma a condizioni agevolate, e la contemporanea inibizione delle sospensioni per morosità fa ritenere che il

rimborso di tale finanziamento sia limitato alla quota effettivamente pagata dai clienti finali. Tali misure assumono

notevole impatto per il Gruppo Hera, che data la significatività del fenomeno, potrà beneficiare del sistema di

anticipazioni introdotto dall’Aeeg.

Per quanto concerne l’attività di enforcement della regolazione, si segnala la recente adozione del nuovo regolamento

per la disciplina dei procedimenti sanzionatori e delle modalità procedurali per la valutazione degli impegni (del.

243/2012/E/com) che introduce la procedura semplificata per le definizione dei provvedimenti sanzionatorie che

l’Aeeg può proporre all’esercente con l’effetto di un’applicazione della sanzione in misura ridotta e la conseguente

estinzione del procedimento, sotto determinati impegni di rimozione della violazione contestata.




35

Con riguardo infine al Sistema Informativo Integrato (SII) per la gestione centralizzata presso la società Acquirente

Unico Spa delle transazioni tra distributori e venditori retail, si segnala che l’Aeeg, con del. 79/2012/R/com, ne ha

disposto il concreto avvio. E’ infatti previsto l’accreditamento degli operatori al S.I.I. a cominciare dagli esercenti

l’attività di distribuzione elettrica entro il 31 agosto 2012.

Con il D.L. 201/11, convertito in Legge n. 214/11, è intervenuto il trasferimento in capo all’Aeeg delle funzioni attinenti

la regolazione e controllo del servizio idrico integrato. Nell’ambito del recepimento delle nuove funzioni di

regolazione, l’Aeeg ha avviato nel primo semestre 2012 due procedimenti di consultazione di rilievo, a cui il Gruppo

Hera ha partecipato attivamente, concernenti in particolare il nuovo metodo tariffario transitorio, da applicarsi nel

2013, e il metodo tariffario a regime.

Nel primo documento, DCO n. 204/2012/R/IDR, vengono esposte le prime linee guida della futura regolazione

tariffaria. A tale proposito, tra gli aspetti positivi del documento si evidenziano: la valorizzazione degli investimenti

attraverso il metodo del costo storico rivalutato, il riconoscimento di ammortamenti di investimenti anche per la

quota finanziata a fondo perduto nonché il riconoscimento in tariffa di un certo premio di rischio di mercato. Tra le

proposte peggiorative si evidenziano invece ammortamenti più lunghi conseguenti ad un’estensione della vita utile

convenzionale degli investimenti, un limitato riconoscimento in tariffa dei canoni di concessione, un riconoscimento

degli investimenti ex post rispetto al momento di realizzazione, nonché la mancata previsione in tariffa degli

avviamenti iscritti a bilancio.

Con il secondo documento, recentemente pubblicato (DCO n. 290/2012/R/IDR), l’Aeeg entra nel dettaglio del metodo

transitorio per il 2013, che conferma alcuni aspetti proposti nel precedente DCO 204/12. Si evidenziano in particolare

le seguenti proposte. In primo luogo viene confermata la determinazione del capitale investito sulla base del metodo

del costo storico rivalutato. Per quanto concerne l’esito del referendum popolare, ovvero l’abrogazione del principio di

“adeguata remunerazione del capitale investito”, viene proposta l’eliminazione dai ricavi dei gestori di una quota dei

ricavi 2011 inerenti tale remunerazione nonché, a regime, il riconoscimento degli oneri finanziari e fiscali (in luogo

dell’attuale tasso di remunerazione pari al 7%), nonché una copertura dei rischi ritenuti propri del settore. Vengono

inoltre proposti: un adeguato riconoscimento del capitale circolante e commisurato al fatturato; la costituzione di uno

specifico fondo di riserva nel quale far confluire le differenze tra quota parte di ammortamento in tariffa relativa ai

contributi a fondo perduto e investimenti realizzati nell’anno; un sistema di adeguamento graduale dei ricavi ai nuovi

metodi tariffari; la creazione di un meccanismo del deposito cauzionale volto parzialmente a coprire anche il rischio

morosità.

Infine, con riferimento ai temi dell’unbundling, con del. 266/2012/R/com, l’Aeeg preannuncia l’orientamento di

estendere la disciplina della separazione amministrativa e contabile anche alla regolazione della gestione dei servizi

idrici, nell’ambito di un procedimento che dovrebbe concludersi entro il 31.12.2013.




36

Distribuzione gas: quadro tariffario

Il 2012 costituisce l’ultimo anno dell’attuale periodo regolatorio (2009‐2012) delle tariffe di distribuzione e misura del

gas, la cui disciplina di riferimento (RTDG) è stata introdotta dalla delibera Aeeg ARG/gas 159/08 del novembre 2008.

L’impianto tariffario delineato dalla RTDG assicura a ciascun operatore il conseguimento di ricavi ammessi determinati

dall’Aeeg sulla base dei costi riconosciuti, espressi dalle tariffe di riferimento, e del numero di punti di riconsegna

serviti, rendendo di fatto indipendenti i ricavi dalla quantità di volumi distribuiti. Ciò risulta attuabile attraverso

opportuni meccanismi di perequazione tariffaria, che consentono agli operatori di regolare, per mezzo della Cassa

Conguaglio, le differenze tra il proprio ricavo ammesso e il ricavo conseguito dalla fatturazione alle società venditrici.

Quest’ultimo, infine, deriva infatti dall’applicazione di tariffe obbligatorie determinate dall’Aeeg per ambiti di

dimensione macro‐regionale.

Nel corso del primo semestre 2012 è intervenuta la Sentenza del Consiglio di Stato n. 2521/12 del 28/2/2012, che ha

messo fine alla situazione di incertezza del quadro tariffario introdotta dai ricorsi presentati innanzi al TAR Lombardia

da alcuni operatori avverso la del. 159/08 nonché dai successivi ricorsi in appello presentati avverso le sentenze di

primo grado del TAR, presentati vicendevolmente, con riferimento a punti specifici, sia dagli operatori ricorrenti che

dalla stessa Aeeg. Per ottemperare alla sentenza sopra richiamata, l’Aeeg ha avviato con del. 247/2012/R/Gas il

procedimento finalizzato all’adozione di modifiche alla regolazione vigente, con riferimento essenzialmente alla

ridefinizione dell’andamento del valore del tasso di recupero annuale di produttività dei costi operativi riconosciuti,da

attuarsi con andamento decrescente nel corso del periodo regolatorio, e secondariamente, nonché senza impatti per

il Gruppo Hera, con riferimentoa una taratura per operatore del meccanismo di gradualità per il riconoscimento dei

costi di capitale e ad una minore estensione delle approvazioni con tariffa d’ufficio rispetto alla situazione attuale.

Sulla base del procedimento avviato e dell’esito della relativa consultazione, con recente del. 315/12/R/Gas, l’Aeeg ha

provveduto a definire i nuovi tassi di recupero annuale di produttività che, in luogo del precedente valore fissodel

3,2%, risultano ora pari per Hera Spa al 3%, 2,8% e 2,6% rispettivamente per gli aggiornamenti al 2010, 2011 e 2012,

mantenendoinvariato il valore dei costi operativi riconosciuti di partenza del 2009. Tale ridefinizione porta quindi, per

il Gruppo Hera, a un effetto lievemente benefico rispetto ai valori precedentemente vigenti.La del. 315/12 ha inoltre

approvato, in forma definitiva e sulla base delle modifiche del recupero di produttività sopra delineate, le tariffe di

riferimento per il 2009 e il 2010. L’approvazione delle tariffe 2011 e 2012, finora mai pubblicate da Aeeg nemmeno in

forma provvisoria, è invece attesa entro il mese di ottobre 2012.

Per quanto appena descritto, i ricavi da distribuzione e misura gas di Hera Spa al 30.06.2012 derivano da opportune

stime delle tariffe di riferimento,effettuate in continuità regolatoria rispetto all’algoritmo tariffario alla base delle

approvazioni degli anni precedenti.In particolare, i livelli tariffari del primo semestre 2012 sono stati stimati tenendo

conto in primo luogo dell’esaurimento degli effetti della gradualità nel riconoscimento dei costi di capitale, introdotto

dall’Aeeg con lo scopo di rendere progressiva, nell’arco del quadriennio regolatorio, la convergenza verso i valori

definiti dalla RTDG rispetto alla precedente metodologia. Il 2012 risulta quindi il primo anno a regime per il

riconoscimento dei costi di capitale secondo la metodologia del costo storico rivalutato introdotta dalla RTDG.

L’adeguamento tariffario al 2010, tiene conto, secondariamente per impatto economico, anche delle variazioni di

capitale investito netto intercorse nel 2010 e dell’aggiornamento dei costi operativi riconosciuti secondo la regola del

price cap.




37

Nella cornice sopra descritta, i ricavi delle attività di distribuzione e misura gas per il primo semestre 2012 sono

risultati per Hera Spa pari a 87,8 milioni di euro, a fronte di volumi distribuiti per 1.308 milioni di metri cubi e con un

corrispondente ricavo unitario pari a 6,71 €cent/mc. Il valore di ricavo riportato tiene già conto di una adeguata stima

degli effetti della perequazione tariffaria.

Distribuzione e misura gas ‐ ricavi regolati 30/06/2011 30/06/2012 var %

Hera Spa

‐ Ricavo (Mln euro) 84,8 87,8 3,5%

‐ Volumi (Mln mc) 1.256 1.308 4,1%

‐ Ricavo medio unitario (€cent/mc) 6,75 6,71 ‐0,6%

Rispetto al primo semestre 2011, a fronte di un aumento di volumi distribuiti del 4,1% (da 1.256 a 1.308 milioni di mc),

si rileva un incremento dei ricavi del 3,5%, passando essi da 84,8 a 87,8 milioni di euro. La variazione in aumento, pari

a 3,0 milioni di Euro, risulta dovuta alla crescita attesa del vincolo ai ricavi 2012 rispetto al 2011, motivata

essenzialmente dal rilascio dell’ultima quota di gradualità nel riconoscimento dei costi di capitalenonché dall’effetto

dell’adeguamento inflativo.

Rientrando Marche Multiservizi Spa nel perimetro di consolidamento al 30 giugno 2012 del Gruppo Hera, si riporta

anche il valore consolidato di ricavi da distribuzione e misura gas per il Gruppo, che risulta pari a 96,5 milioni di euro,

per 1.406 milioni di mc distribuiti e un corrispondente ricavo unitario di 6,86 €cent/mc.

Distribuzione e misura gas ‐ ricavi regolati 30/06/2011 30/06/2012 var %

Consolidato Gruppo Hera

‐ Ricavo (Mln euro) 93,1 96,5 3,7%

‐ Volumi (Mln mc) 1.352 1.406 4,0%

‐ Ricavo medio unitario (€cent/mc) 6,89 6,86 ‐0,3%




38

Distribuzione energia elettrica: quadro tariffario

Il 2012 risulta il primo anno del quarto periodo regolatorio (2012‐2015), di cui con del. ARG/elt 199/11 l’Autorità ha

approvato i nuovi testi integrati rispettivamente per i servizi di Trasporto e Distribuzione (TIT), Misura Elettrica (TIME)

e Connessioni (TIC).

Per quanto concerne il servizio di distribuzione, la principale novità riguarda l’introduzione di un vincolo ai ricavi

regolati definito per azienda (in logica simile a quanto già avviene per la distribuzione gas), calcolato per la parte

capitale investito su base mista (implicita per il perimetro degli asset fino al 2007 e a costo storico effettivo aziendale

per gli investimenti dal 2008), e per la parte costi operativi su valori medi nazionali rilevati dall’Aeeg dai Conti Annuali

Separati 2010, opportunamente modulati per tenere conto degli effetti delle perequazioni tariffarie dei costi vigenti

nel terzo periodo regolatorio. La formulazione di un vincolo per azienda supera la complessità del previgente sistema

tariffario e contestualmente risponde a principi di cost reflection dei ricavi riconosciuti.

Dal punto di vista del riconoscimento dei costi di capitale, oltre all’adeguamento del tasso di rendimento del capitale

investito, portato al 7,6% in virtù delle mutate condizioni del sistema economico‐finanziario, una novità è

rappresentata dal riconoscimento del c.d. regulatory lag, vale a dire una maggiorazione del tasso a remunerazione del

capitale a copertura dell’onere finanziario conseguente al ritardo, di due anni, con cui gli investimenti effettuati

iniziano ad essere riconosciuti in tariffa; tale maggiorazione ammonterà all’1% e si applicherà a partire dagli

investimenti realizzati nel 2012, dunque a valere sulle tariffe 2014. Infine è da citare il riconoscimento per intero della

quota ammortamento tariffaria, che già dal 2012 non sconta più l’effetto di trascinamento del price cap applicato in

periodi regolatori precedenti.

Come illustrato nella precedente sezione regolatoria, l’approvazione delle tariffe di riferimento 2012 di Hera Spa per

l’attività di distribuzione di energia elettrica è stata rinviata dalla del. 157/2012/R/EE a successivo provvedimento. In

tale contesto, i valori di ricavo al 30.06.2012 si fondano su opportune stime prudenziali in logica di continuità con i

valori di uscita dal terzo periodo di regolazione, isolando l’effetto di variazione dei volumi di energia distribuita, al fine

di comprendere la previsione secondo cui il nuovo metodo tariffario rende essenzialmente indipendenti i ricavi

ammessi dai kWh distribuiti.

I ricavi per le attività di trasmissione, distribuzione e misura di energia elettrica al 30.06.2012 sono risultati pari a 25,2

milioni di Euro, in aumento di 1,0 milioni di Euro rispetto al risultato del primo semestre 2011, pari a 24,2 milioni di

Euro (+4,1%), pur a fronte di una diminuzione dei volumi distribuiti del 3,9%. Tale risultato è il riflesso, da una parte

della già richiamata indipendenza dei ricavi ammessi rispetto ai volumi distribuiti, dall’altra dell’andamento inflativo

nonché di un’adeguata aspettativa di riconoscimento degli investimenti effettuati nel 2010.

Distribuzione, misura e trasmissione Energia

Elettrica, ricavi regolati30/06/2011 30/06/2012 var %

Hera Spa

‐ Ricavo (Mln euro) 24,2 25,2 4,1%

‐ Volumi (Mln kWh) 1.133 1.089 ‐3,9%

‐ Ricavo medio unitario (€cent/kWh) 2,14 2,31 7,9%




39

Ciclo Idrico: quadro tariffario

La regolazione del Servizio Idrico Integrato è di recente stata interessata da alcuni sviluppi normativi. Prima di tutto la

soppressione delle ex ATO (Art. 2, comma 186‐bis, L. 23 dicembre 2099, n. 191, come modificato dal D.L. 25 gennaio

2010, n. 2, convertito, con modificazioni, dalla L. 26 marzo 2010, n. 42) e la costituzione di ATERSIR, Agenzia

Territoriale dell’Emilia Romagna per i Servizi Idrici e Rifiuti, a partire dal 1/1/2012; poi, sempre a partire dalla stessa

data, l’attribuzione di alcune competenze in materia tariffaria all’Aeeg (Art. 21 D.L. 6 dicembre 2011, n. 201,

convertito, con modificazioni, dalla L. 22 dicembre 2011, n. 214).

Una delle prime attività in capo alla stessa Aeeg è quella di definire un nuovo metodo tariffario definitivo a partire dal

2014.

Per il 2012 sono tuttora in vigore gli accordi tariffari sottoscritti con le ex ATO, a valere per il periodo 2008‐2012 per

tutti i territori ad eccezione di Ato Modena e Ato Bologna per le quali l’accordo tariffario è stato rinnovato

rispettivamente per il periodo 2010‐2014 e 2011‐2015.

Il confronto con i dati dell’esercizio 2011 evidenzia, per il 2012, un incremento del ricavo unitario del 7,3% rispetto

l’anno precedente. Ciò deriva in particolare dall’applicazione degli accordi tariffari deliberati dalle ex Ato, in

particolare quello concluso a dicembre 2011 con ex Ato Bologna, che prevedono la convergenza tariffaria verso la

piena copertura dei costi.

Gruppo Hera consolidato Ciclo Idrico ‐ ricavi da

tariffa30‐giu‐11 30‐giu‐12 var %

Ricavi da Tariffa (mln/€) 204,18 219,62 7,6%

Volumi (mln/mc) 120,66 120,96 0,3%

Ricavo Medio Unitario (€cent/mc) 169,22 181,56 7,3%




40

Igiene urbana: quadro tariffario

A Giugno 2012 il servizio di gestione dei rifiuti urbani è stato erogato in 181 Comuni, il 51% dei quali (93 Comuni) ha

adottato il regime tariffario ai sensi del Dpr 158/99 servendo una popolazione pari al 66% del territorio servito; il 49%

dei comuni è ancora in regime TARSU (Tassa Rifiuti Solidi Urbani).

Il confronto puntuale su dati omogenei del Gruppo Hera consolidato fa emergere alcune evidenze.

Gruppo Hera consolidato Igiene urbana ‐ ricavi

da tariffa (TIA + TARSU)2011 2012 var %

Ricavi da Tariffa (mln/€) 206,1 213,6 3,6%

Abitanti serviti* (000) 2.779 2.795 0,6%

Ricavo Medio Unitario (€/abitante) 74,2 76,4 3,0%

* numero di Abitanti serviti al 01/01/

L’incremento complessivo dei ricavi regolamentati per il servizio di Igiene Urbana ai comuni in concessione, pari al

3,6%, è da imputare principalmente all’incremento medio tariffario di ca. il 3,5%, che recupera anche l’incremento

inflattivo dei costi.

La restante parte è da imputare a proventi derivanti da recuperi a seguito di iniziative di verifica e controllo dei soggetti sottoposti a tariffa.




41

1.03.03 Analisi per area d’affari

Di seguito si propone un’analisi dei risultati della gestione realizzati nelle aree d’affari in cui opera il Gruppo: (i) settore

del gas, che comprende i servizi di distribuzione e vendita di gas metano e gpl, teleriscaldamento e gestione calore (ii)

settore dell’energia elettrica, che comprende i servizi di produzione, distribuzione e vendita di energia elettrica (iii)

settore del ciclo idrico integrato, che comprende i servizi di acquedotto, depurazione e fognatura (iv) settore

dell’ambiente, che comprende i servizi di raccolta, trattamento e smaltimento dei rifiuti (v) settore degli altri servizi,

che comprende i servizi di illuminazione pubblica, telecomunicazione e altri servizi minori.

Alla luce di quanto riportato, si espone la composizione e l’evoluzione negli anni dei ricavi e del margine operativo

lordo come rappresentato nei seguenti grafici:

Composizione del portafoglio di business

RICAVI

MARGINE OPERATIVO LORDO

30‐Giu‐‘11 30‐Giu‐‘12

30‐Giu‐‘11 30‐Giu‐‘12

Gas

33,8%

EE

34,3%

Altri Servizi

2,2%

Ambiente

17,1%

Acqua

12,6%

Gas

39,9%

EE

32,5%

Altri Servizi

2,0%

Ambiente

14,0%Acqua

11,5%

Gas

35,1%

Acqua

19,6%

Ambiente

30,6%

Altri Servizi

2,4%

EE

12,3%

Gas

41,6%Acqua

20,7%

Ambiente

25,2%

Altri Servizi

2,7%

EE

9,9%




42

nei prossimi capitoli viene rappresentata un’analisi dei risultati della gestione realizzati per aree d’affari. i conti

economici per area d’affari sono comprensivi dei costi di struttura ed includono gli scambi economici tra le stesse

valorizzati a prezzi correnti di mercato.

l’analisi per aree d’affari considera la valorizzazione di maggiori ricavi e costi, senza impatto sul margine operativo

lordo, relativi all’applicazione dell’Ifric 12, come mostrato sul conto economico consolidato del gruppo. i settori

d’affari che risentono dell’applicazione del suddetto principio sono: il servizio di distribuzione del gas metano, il

servizio di distribuzione dell’energia elettrica, tutti i servizi del ciclo idrico integrato e il servizio d’illuminazione

pubblica.




43

Analisi delle attività relative all’Area Gas

Al 30 giugno 2012, l’area gas presenta una notevole crescita rispetto all’analogo periodo dell’esercizio precedente sia

in termini assoluti che in termini percentuali di contributo al margine operativo lordo del Gruppo, arrivando ad oltre il

40%, come illustra nella tabella sottostante:

(mln/€) 30‐giu‐11 30‐giu‐12 Var. Ass. Var. %

Margine operativo lordo area 120,6 151,1 +30,5 +25,3%

Margine operativo lordo gruppo 344,0 363,6 +19,6 +5,7%

Peso percentuale 35,1% 41,6% +6,5 p.p.

La tabella seguente riporta i principali indicatori quantitativi dell’area:

Dati quantitativi 30‐giu‐11 30‐giu‐12 Var. Ass. Var. %

Volumi distribuiti gas (milioni di mcubi) 1.351,7 1.406,0 +54,3 +4,0%

Volumi venduti gas (milioni di mcubi) 1.688,5 1.988,0 +299,5 +17,7%

‐ di cui volumi Trading 503,0 729,8 +226,8 +45,1%

Volumi erogati calore (Gwht) 296,1 321,3 +25,2 +8,5%

I volumi distribuiti, passano da 1.351,7 milioni di metri cubi del primo semestre 2011 ai 1.406,0 del 2012, con una

crescita del 4,0%, che risulta anche superiore alla media nazionale (+3,7%), a seguito delle rigide temperature

invernali.

I volumi venduti di gas invece passano da 1.688,5 milioni di metri cubi del 2011 a 1.988,0 del 30 giugno 2012, con un

aumento del 17,7% rispetto all’analogo periodo del 2011, per effetto sia della crescita dei volumi intermediati, grazie

sia all’ampliamento del portafoglio grossisti e alle maggiori forniture a grandi punti di consumo, come le centrali

termoelettriche, che all’aumento dei volumi venduti, per cui va anche ricordata l’incorporazione di Sadori Gas in Hera

Comm Marche.

I volumi erogati di calore passano da 296,1 GWht del 30 giugno 2011 ai 321,3 del 30 giungo 2012, con un aumento

dell’ 8,5%, legato sia alle minori temperature medie registrate nel primo quadrimestre 2012, che hanno causato un

maggior consumo di calore, sia alle maggiori attivazioni avvenute nel corso del secondo semestre 2011 e nel primo

semestre 2012.




44

Si riporta di seguito la sintesi dei risultati economici dell’area:



Ricavi 731,5 996,7 +265,2 +36,3%

Costi operativi (581,1) ‐79,4% (808,3) ‐81,1% +227,2 +39,1%




I ricavi aumentano del 36,3%, passando da 731,5 milioni di euro del primo semestre 2011 a 996,7 milioni di euro del

2012, per effetto sia dei maggiori ricavi da vendita, legati sia all’aumento del costo della materia prima che ai maggiori

volumi venduti e intermediati, sia dei maggiori ricavi da distribuzione che dei maggiori volumi di calore venduti nel

business teleriscaldamento.

La crescita del 39,1 % dei costi operativi è dovuta principalmente all’aumento del costo della materia prima gas

naturale, ai maggiori volumi venduti e intermediati e ai maggiori costi di vettoriamento del gas naturale.

il margine operativo lordo nell’area gas aumenta quindi di 30,5 milioni di euro, passando da 120,6 a 151,1 milioni di

euro, nonostante una diminuzione della marginalità percentuale, dal 16,5% del 30 giugno 2011 al 15,2% del 2012. Il

risultato dell’area è da imputare ai maggiori margini di vendita, grazie ai buoni contratti di acquisto della materia

prima, ai maggiori ricavi da distribuzione e ai maggiori volumi di calore erogati.




45

Analisi delle attività relative all’Area Energia Elettrica

l’area energia elettrica, al termine del primo semestre 2012, presenta un calo rispetto all’esercizio 2011, sia in termini

assoluti sia di contributo alla marginalità complessiva del Gruppo, come evidenziato nella tabella sottostante:


Margine operativo lordo area 42,2 35,9 ‐6,3 ‐15,1%


Peso percentuale 12,3% 9,9% ‐2,4 p.p.

il margine operativo lordo passa da 42,2 milioni di euro del 30 giugno 2011, ai 35,9 milioni di euro al 2012, con una

diminuzione di 6,3 milioni di euro. Tale decremento è dovuto per la maggior parte alla variazione del fair value delle

operazioni di copertura delle vendite di energia elettrica che nell’anno 2011, in relazione all’andamento del prezzo del

petrolio, hanno prodotto una valutazione delle stesse molto positiva sul primo semestre dell’anno 2011 e man mano

si sono attenuate nel corso dell’esercizio 2011.

I dati quantitativi dell’area, che non ricomprendono le attività di trading, sono riportati nella tabella sottostante:


Volumi venduti (Gw/h) 4.815,0 4.712,8 ‐102,2 ‐2,1%

Volumi distribuiti (Gw/h) 1.132,9 1.088,9 ‐44,0 ‐3,9%

I volumi distribuiti calano del 3,9%, evidenziando un rallentamento dei consumi, che si riflette, anche se in maniera

inferiore, sia nel territorio di riferimento di Emilia Romagna e Toscana (‐3,1%) che nella media nazionale (‐2,8%).

La diminuzione dei volumi venduti, ‐2,1%, è stata determinata dai minori consumi legati alla già citata congiuntura

economica in atto, pur in presenza di una crescita del portafoglio clienti del 14%.

Di seguito si propone l’analisi dei principali risultati dell’area:



Ricavi 741,5 812,8 +71,3 +9,6%

Costi operativi (691,5) ‐93,3% (768,4) ‐94,5% +76,9 +11,1%

Costi del personale (14,0) ‐1,9% (12,4) ‐1,5% ‐1,6 ‐11,5%


Margine operativo lordo 42,2 5,7% 35,9 4,4% ‐6,3 ‐15,1%

I ricavi passano dai 741,5 milioni di euro del primo semestre 2011 agli 812,8 dell’analogo periodo del 2012, con un




46

aumento del 9,6%, dovuto principalmente all’aumento del prezzo della materia prima.

L’aumento dei costi operativi (+11,1%) è da collegare ai maggiori costi di acquisto della materia e di vettoriamento

dell’energia elettrica. Si ricorda anche l’effetto, già citato in precedenza, sul primo semestre 2011 nella valorizzazione

delle operazioni di copertura sull’acquisto della materia prima destinata alla vendita.

Va inoltre rilevato che le attività riguardanti le fonti rinnovabili e la cogenerazione industriale danno un contributo di

marginalità del 9,0% al margine dell’area energia elettrica, in aumento di 7,5 punti percentuali rispetto all’analogo

periodo dell’anno precedente, grazie anche all’acquisizione delle nuove società operanti nel settore fotovoltaico.

Al termine del primo semestre 2012, per quanto riportato in precedenza, il margine operativo lordo passa da 42,2

milioni di euro a 35,9 milioni di euro.




47

Analisi delle attività relative all’Area Ciclo Idrico Integrato

L’area del ciclo idrico integrato, al termine del primo semestre 2012, si presenta in crescita sia in termini economici

che quantitativi rispetto all’analogo periodo dell’anno precedente:





In seguito si propone un’analisi dei risultati della gestione realizzati nell’area:

Conto economico (mln/€) 30‐giu‐11 Inc.% 30‐giu‐12 Inc% Var. Ass. Var. %

Ricavi 273,3 287,7 +14,4 +5,3%

Costi operativi (156,1) ‐57,1% (159,4) ‐55,4% +3,3 +2,1%




I ricavi, pari a 287,7 milioni di euro, aumentano dell’5,3% rispetto al 30 giugno 2011, per un effetto dei maggiori ricavi

e volumi da somministrazione a copertura dei maggiori costi di gestione del servizio.

I costi operativi crescono infatti del 2,1%, rispetto all’analogo periodo dell’anno precedente, e sono legati a: (i)

all’aumento dei costi energetici per il funzionamento degli impianti di tutto il servizio idrico integrato, (ii) i maggior

costo della materia prima acqua e (iii) i maggiori costi operativi per maggiori servizi erogati.

La tabella seguente riproduce i principali indicatori quantitativi dell’area.


Volumi venduti (milioni di mcubi)

Acquedotto 120,7 121,0 +0,3 +0,2%

Fognatura 104,1 105,2 +1,1 +1,1%

Depurazione 104,2 104,3 +0,1 +0,1%

I volumi di acqua erogati sono superiori al primo semestre dell’esercizio del 2011 dello 0,2%, mentre quelli di

fognatura e depurazione, crescono rispettivamente dell’1,1% e dello 0,1%.

Il margine operativo lordo si attesta quindi a 75,2 milioni di euro al 30 giugno 2012, contro i 67,5 milioni di euro

dell’anno precedente, con un aumento percentuale dell’11,3%, dovuto ai maggiori volumi venduti e ricavi per

copertura dei servizi erogati.




48

Analisi delle attività relative all’Area Ambiente

L’area ambiente evidenzia un calo della marginalità come riportato nella tabella seguente:


Margine operativo lordo area 105,2 91,6 ‐13,6 ‐12,9%


Peso percentuale 30,6% 25,2% ‐5,4 p.p.

Il Gruppo Hera opera in modo integrato sul ciclo completo dei rifiuti, con una dotazione di 80 impianti di trattamento

e smaltimento di rifiuti urbani e speciali gestiti dal Gruppo Herambiente, a cui si aggiungono i 4 gestiti dal gruppo

Marche Multiservizi

In seguito si propone un’analisi dei risultati della gestione realizzati nell’area d’attività ambiente:



Ricavi 370,4 350,8 ‐19,6 ‐5,3%

Costi operativi (195,4) ‐52,8% (186,6) ‐53,2% ‐8,8 ‐4,5%



Margine operativo lordo 105,2 28,4% 91,6 26,1% ‐13,6 ‐12,9%

I ricavi al 30 giugno 2012 mostrano un calo del 5,3% rispetto all’analogo periodo dell’anno precedente, passando da

370,4 a 350,8 milioni di euro. Il decremento è dovuto: (i) ai minori ricavi da produzione energia elettrica, per circa 10

milioni di euro, la maggior parte dei quali legata alla cessazione dell’incentivo Cip6 sul termovalorizzatore Fea nella

zona di Bologna (circa 8,0 milioni di euro), (ii) ai minori volumi di rifiuti smaltiti.

La diminuzione dei costi capitalizzati è legata principalmente a minori lavori sugli impianti e opere tra le società del

Gruppo; in particolare sono legati al completamento della costruzione dei termovalorizzatori.

La raccolta differenziata, in termini di incidenza percentuale sul totale dei volumi raccolti, raggiunge al termine del

primo semestre 2012 il 50,4%, contro il 49,6% dei primi sei mesi del 2011.




49

Di seguito un’analisi dei volumi commercializzati e trattati dal Gruppo nel primo semestre 2012, rispetto allo stesso

periodo del 2011:

Dati Quantitativi (migliaia di tonnellate) 30‐giu‐11 Inc.% 30‐giu‐12 Inc% Var. Ass. Var. %

Rifiuti urbani 904,1 33,2% 859,9 36,6% ‐44,2 ‐4,9%

Rifiuti da mercato 817,1 30,0% 725,8 30,9% ‐91,3 ‐11,2%

Rifiuti commercializzati 1.721,2 63,2% 1.585,7 67,5% ‐135,5 ‐7,9%

Sottoprodotti impianti 1.000,9 36,8% 763,8 32,5% ‐237,1 ‐23,7%

Rifiuti trattati per tipologia 2.722,1 100,0% 2.349,5 100,0% ‐372,6 ‐13,7%

Discariche 632,5 23,2% 572,7 24,4% ‐59,8 ‐9,5%

Termovalorizzatori 489,6 18,0% 474,3 20,2% ‐15,3 ‐3,1%

Impianti di selezione e altro 151,2 5,6% 154,7 6,6% +3,5 +2,3%

Impianti di compostaggio e stabilizzazione 284,1 10,4% 228,6 9,7% ‐55,5 ‐19,5%

Imp. di inertizzazione e chimico‐fisici 479,8 17,6% 359,3 15,3% ‐120,5 ‐25,1%

Altri impianti 685,0 25,2% 560,0 23,8% ‐125,0 ‐18,2%

Rifiuti trattati per impianto 2.722,1 100,0% 2.349,5 100,0% ‐372,6 ‐13,7%

L’analisi dei dati quantitativi evidenzia una diminuzione del 7,9% dei rifiuti commercializzati, dovuto sia al calo dei

rifiuti urbani (‐4,9%) che di quelli da mercato (‐11,2%), a seguito della già citata congiuntura economica negativa. La

diminuzione dei sottoprodotti da impianti è, invece, da mettere in relazione alle diverse condizioni meteo: in

particolare la minore piovosità, rispetto all’analogo periodo dell’esercizio precedente, ha causato una minore

produzione di percolato.

Per quanto riguarda i flussi di smaltimento dei rifiuti per impianto, il calo generale dei rifiuti impatta su tutte le

tipologie, ad eccezione degli impianti di selezione, a seguito dell’aumento della raccolta differenziata.

Il margine operativo lordo dell’area ambiente è quindi in diminuzione di 13,6 milioni di euro rispetto all’esercizio

precedente, passando da 105,2 milioni di euro del 30 giugno 2011 ai 91,6 del 2012. Tale risultato è da imputare alla

diminuzione dei volumi smaltiti e degli incentivi sulla produzione energia elettrica, come già evidenziato in

precedenza, nonostante i migliori risultati del business igiene urbana.




50

Analisi delle attività relative all’Area Altri Servizi

Alla fine del primo semestre 2012, il risultato dell’area altri servizi registra una crescita rispetto all’analogo periodo

dell’esercizio precedente, passando da un margine operativo lordo di 8,4 milioni di euro ai 9,8 milioni di euro

dell’analogo periodo del 2012, come mostra la seguente tabella:





Nella tabella successiva è riportata la sintesi dei principali indicatori economici dell’area:



Ricavi 48,1 50,1 +2,0 +4,2%

Costi operativi (31,4) ‐65,3% (31,9) ‐63,7% +0,5 +1,6%




L’aumento della marginalità sull’area è dovuto sia al servizio di pubblica illuminazione che alle aree delle

telecomunicazione e dei servizi cimiteriali.

I principali indicatori operativi, riportati nella tabella seguente, evidenziano un calo dei punti luce, dovuto al termine

delle concessioni del servizio in alcuni comuni, tra cui il principale è il comune di Bologna.


Illuminazione pubblica

Punti luce (migliaia) 336,1 298,7 ‐37,4 ‐11,1%

Comuni serviti 59,0 58,0 ‐1,0 ‐1,7%




51

1.04 Politica commerciale e customer care

Per quanto riguarda l’accessibilità dei canali di contatto, nonostante il costante aumento degli afflussi, il livello delle

prestazioni conferma il trend complessivamente di miglioramento per lo sportello dove gli interventi di ottimizzazione

sui processi hanno portato una sensibile crescita del livello qualitativo.

call centre famiglie: risposta al 92,5% delle chiamate rispetto al 92,6% del primo semestre 2011, con un

tempo medio (TMA*) di 90 secondi rispetto ai 94,6 secondi del primo semestre 2011.

E’ da evidenziare come, nonostante il maggior numero di chiamate risposte dagli operatori nel 2012 rispetto

al primo semestre 2011 (+ 6,74%), il tempo medio di attesa sia migliorato del 5,11%.

call centre aziende: risposta al 94.9% delle chiamate, in linea con il 95% del primo semestre 2011, con un

tempo medio (TMA*) che scende a 60,1 secondi dai 71,4 secondi del primo semestre 2011, evidenziando un

netto miglioramento (11,3%) dei tempi medi di attesa anche per i clienti aziende.

sportelli: nonostante il maggior numero di contatti gestiti agli sportelli (c.a. +10,8%) rispetto al primo

semestre 2011, il tempo medio di attesa è migliorato passando da 11.59 a 10,26 minuti;

nello specifico, circa gli sportelli aziende, in particolare per quel che riguarda i tempi medi di attesa per i

clienti aziende, le già ottime performance ottenute nel primo semestre 2011 si sono ulteriormente

migliorate, scendendo dai 3.49 minuti del primo semestre 2011 ai 3.17 minuti nel primo semestre di

quest’anno.

I risultati ottenuti dimostrano inoltre l’efficacia di interventi di “lean oraginazion” posti in essere presso alcuni sportelli

Top nei mesi critici di febbraio e marzo quando, le note vicende atmosferiche, hanno determinato più numerosi

afflussi. Questi interventi, unitamente alla maturazione del sistema di previsione/gestione afflussi che è entrato a

pieno regime presso tutti i principali sportelli, hanno permesso di mantenere i kpi entro i target prefissati.

Il miglioramento degli indicatori su riportati è percepito ed apprezzato anche dai clienti che contattano il call

centre e lo sportello. La soddisfazione di clienti infatti, rilevata mensilmente nel corso dell’anno (punteggi su

scala da 1 a 100), ha mostrato miglioramenti rispetto ai già ottimi risultati ottenuti dal call centre famiglie, dal

call centre aziende e dagli sportelli nel 2011. In particolare:

call centre famiglie: da 76 medio del primo semestre 2011 a 79 del primo semestre 2012

call centre aziende: aumenta in maniera stabile ed importante la soddisfazione del 5,8%, raggiungendo il

punteggio medio di 73 sul primo semestre 2012 contro il punteggio medio di 69 nel primo semestre

2011.

sportelli: da 78 medio del primo semestre 2011 a 80 del primo semestre 2012

Complessivamente la base clienti Hera continua a crescere, segnando a giugno 2012 un più 4,5% per complessivi 3.815

punti di fornitura tra energia elettrica, gas, acqua e igiene ambientale. Contribuiscono a questa crescita i servizi del

mercato regolamentato, acqua e igiene ambientale, con la crescita inerziale di circa il 0,6% propria di questi servizi. Si

riconfermano dinamiche molto positive invece nei mercati di gas ed energia elettrica dove, l’attività commerciale a

mercato libero e le acquisizioni, continuano ad attestare numeri positivi anche in un contesto di crisi economica e di

forte competizione sul mercato. In particolare il gas attesta una crescita del 4,62%, dettato sia dall’attività di vendita

sia dall’acquisizione di Sadori Gas avvenuta nel luglio del 2011 con i suoi 35.000 punti di fornitura. L’energia elettrica

consolida la sua crescita anno su anno con un +14% dei punti forniti a giugno 2012.




52

Punti di fornitura 30.Giu.2012 30.Giu.2011Delta Punti di fornitura

(n°)

Delta Punti di fornitura

(%)

Gas 1.116 1.067 49,3 4,62%

Energia Elettrica 517 453 63,8 14,08%

Acqua 1.187 1.179 7,5 0,64%

Tia 997 991 5,5 0,55%

dati espressi in migliaia

L’impatto della crisi si fa sentire sui volumi erogati dell’energia elettrica, che vedono un calo del 2% rispetto a quanto

venduto a giugno 2011. In particolare i volumi a giugno 2012 si attestano a 4.713 GWh contro i 4.815 GWh registrati a

giugno 2011**. Il gas invece va in contro tendenza dove l’effetto dell’inverno rigido prevale sulla congiuntura

economica. Registra quindi un aumento del 6% (+4% al netto dell’acquisizione di Sadori del luglio 2011), passando da

1.186 milioni di m3 del primo semestre 2011 a 1.258 milioni di m3 a giugno 2012.

Le politiche di Gruppo rafforzano l’attenzione al web. Da un lato è continuata la promozione dell’invio della bolletta

via e‐mail che, grazie ad attività di below the line associate alla bolletta cartacea, ha permesso di raggiungere tutta la

base clienti Hera e di registrare un incremento dell’85% nel numero di clienti con invio della bolletta via mail. I clienti

hanno così raggiunto i 50.213, ovvero più del 3% della base clienti. L’attività ha determinato inoltre un impulso

positivo anche sulle registrazioni ad Hera OnLine, che a giugno 2012 conta 148.349 clienti registrati, pari al 9% della

base clienti e ad una crescita del 30% rispetto a giugno 2011.

Nel primo semestre dell’anno è stato infine messo on air anche il nuovo sito web di Hera Comm, con la possibilità di

sottoscrivere completamente online l’offerta commerciale. Un altro passo verso la dematerializzazione nel rispetto

dell’ambiente. In una logica di massima trasparenza nel processo di sottoscrizione on‐line, tutte le fasi dell’acquisto

sono chiaramente evidenziate, affinché il cliente abbia chiaro in ogni momento in quale fase del processo si trovi, e

possa così aderire alle proposte commerciali di Hera Comm ricevendo tutti i documenti contrattuali via e‐mail.

Note:

* TMA: Per allinearlo alla normativa Aeeg, il TMA misura il tempo medio che trascorre dall’ingresso della chiamata alla risposta

dell’operatore o abbandono del cliente, per le chiamate in cui è stata fatta la scelta di parlare con l’operatore.

** al 30 giugno 2011 i volumi elettrici erano relativi alle società Hera Comm e Hera Comm Mediterranea.




53

1.05 Politica di approvvigionamento e trading

Per quanto riguarda il gas, il primo semestre ha sostanzialmente confermato le dinamiche emerse dopo la crisi

economico‐finanziaria del 2008: consumi sui livelli minimi degli ultimi 6 anni (‐2,2% sull’equivalente periodo del

2011), per effetto soprattutto del perdurante calo dei consumi termoelettrici. La relativa ripresa dei consumi

registrata nel settore dei servizi e domestico (+3,1%) ed industriale (+0,6%), dovuta anche ad un andamento climatico

più freddo, è stata infatti più che compensata dalla riduzione registrata nel settore termoelettrico (‐.11,7%).

In questo contesto di mercato che non ha comunque impattato negativamente sull’operatività del Gruppo nel settore,

i primi mesi dell’anno sono stati dedicati da un lato alla gestione del portafoglio approvvigionamenti con l’obiettivo di

bilanciare ed ottimizzare la posizione di breve e dall’altro alla finalizzazione dei nuovi contratti di approvvigionamento

per l’anno termico 2012/13.

Relativamente alle attività di shipping operate da Hera Trading, il quotidiano aggiustamento della posizione ha evitato

impatti significativi sui costi anche nelle condizioni climatiche particolarmente rigide registrate all’inizio del mese di

febbraio.

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

mediante regolazioni in acquisto o in vendita al Punto di Scambio Virtuale (PSV), a Baumgarten utilizzando la capacità

di trasporto sul Trans Austria Gasleitung Gmbh (TAG) a ciò riservata e sull’NCG tedesco. Tali operazioni sono

generalmente avvenute a condizioni favorevoli ed hanno consentito di affrontare l’attivazione del bilanciamento a

mercato, decisa dall’Aeeg a partire da dicembre 2011, in termini di opportunità piuttosto che di rischio.

Nel corso dei mesi di febbraio e marzo, in due trance, è stato finalizzato l’acquisto del gas modulato destinato ai REMI

Hera Comm per un quantitativo di circa 1,6 Mld di mc per l’anno termico 2012/13, a condizioni di mercato che, anche

ex post, si sono rivelate tra le migliori riscontrate sul mercato.

Nel corso del 2° trimestre sono stati infine definiti gli approvvigionamenti flat per bilanciare il portafoglio destinato

alle forniture dirette di Hera Trading ai REMI ed all’attività di sviluppo extra rete di Hera Comm, sempre per l’anno

termico 2012/13, per ulteriori 0,6 mld di mc.

Per quanto riguarda il mercato elettrico, i primi sei mesi del 2012 sono stati caratterizzati da una contrazione dei

consumi rispetto allo stesso periodo dell’esercizio precedente (‐2,8%) per il brusco riacutizzarsi della crisi economico

finanziaria.

La riduzione della domanda, combinata con la rilevante over capacity causata anche dal tumultuoso e non pianificato

sviluppo delle fonti rinnovabili (fotovoltaico in particolare), ha determinato una ulteriore contrazione dello Spark

Spread degli impianti termoelettrici (CCGT), fino a renderlo negativo in molte ore della giornata. L’incremento del

prezzo registrato dalla borsa italiana (PUN) non è stato infatti sufficiente a compensare il significativo rafforzamento

dei prezzi delle commodities che determinano il prezzo gas.




54

La negatività dello scenario di mercato che sta impattando soprattutto sui produttori, nel caso del Gruppo Hera,

tenuto conto della limitata capacità installata rispetto al mercato finale detenuto, è stata positivamente contrastata

operando gli impianti sul mercato MSD. Ciò ha consentito di raccogliere risultati soddisfacenti dagli impianti di

Teverola e Sparanise, ancorché meno performanti di quelli conseguiti nell’equivalente periodo dell’esercizio

precedente. Resta invece problematica la performance elettrica dell’impianto COGEN/Imola, comunque compensata

dai positivi risultati del teleriscaldamento associato, in quanto l’impianto è impossibilitato ad operare sul mercato

MSD per vincoli cogenerativi.

Per quanto riguarda l’attività di trading di energia elettrica e certificati ambientali, nel semestre è stata incrementata

l’operatività sul mercato francese ed avviata quella sui mercati tedesco ed austriaco, conseguendo risultati positivi, in

linea con le attese.

Particolare attenzione è stata poi dedicata alla gestione/ottimizzazione del portafoglio acquisti di Hera Comm

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

La gestione del rischio commodity e cambio, operata sia per il gas che per l’elettricità mediante un portafoglio

concentrazione che provvede alla destrutturazione delle formule, al netting delle posizioni ed alla copertura per

masse, anche nel corso del primo semestre 2012 è stata particolarmente efficace. Tale strumento, predisposto e

attivato da Hera Trading fin dall’inizio del 2007 per gestire l’attività di copertura, si sta confermando essenziale per

consentire un’adeguata e dinamica operatività sia sui mercati all’ingrosso che sul mercato dei clienti finali con rischi

costantemente monitorati e coerenti con i limiti imposti dalle policy di Gruppo.




55

1.06 Politica finanziaria e rating

I mercati finanziari nel primo semestre 2012 hanno continuato a essere caratterizzati da un’elevata incertezza sulla

solidità e stabilità del sistema economico‐finanziario dell’eurozona che ne ha comportato un’elevata turbolenza e

volatilità. Nonostante l’appiattimento verso il basso delle curve di mercato si è registrata una rapida crescita dei credit

spread e un incremento dei costi di funding delle banche.

Il fenomeno si è immediatamente ribaltato sulle condizioni finanziarie delle corporate e prevalentemente su quelle

che operano in paesi il cui rischio sovrano è elevato.

In tale contesto, il Gruppo ha operato nel perseguimento dell’obiettivo di mantenere un adeguato bilanciamento delle

scadenze delle poste dell'attivo e del passivo, correlando gli impieghi a coerenti fonti di finanziamento in termini di

durata e modalità di rimborso e tenendo conto delle necessità di rifinanziamento dell’attuale struttura di debito e

delle modalità operative aziendali e, di individuare il mix ottimale delle fonti di finanziamento tra tasso fisso e

variabile, nell’ambito di una strategia prudenziale verso il rischio di oscillazione dei tassi, che mira a stabilizzare i flussi

finanziari in modo da garantire i margini e la certezza dei flussi di cassa derivanti dalla gestione caratteristica.

Per rafforzare ulteriormente la struttura finanziaria e supportare il proprio sviluppo industriale, il Gruppo ha stipulato

nuovi finanziamenti a medio/lungo termine per un importo pari a 327,5 milioni di euro in parte utilizzati per la

ristrutturazione del put loan rbs di 70 milioni di euro e in parte utilizzati per finanziare adeguatamente il proprio piano

di investimenti. In particolare, un importante apporto è stato fornito dall’erogazione in giugno di un finanziamento

Bei (Banca europea per gli investimenti) di 125 milioni di euro a sostegno degli investimenti di potenziamento ed

espansione del gas e delle reti di distribuzione di energia elettrica di durata 15 anni amortizing, regolato al tasso

euribor 6 mesi più 1,46% di spread. Da segnalare anche l’emissione obbligazionaria di 102,5 milioni di euro avvenuta il

14 maggio 2012 e caratterizzata da durate particolarmente lunghe di 15 e 20 anni al tasso fisso del 5,25%.

Inoltre, dato l’attuale contesto di mercato, al fine di mantenere solidi gli indici di rischio liquidità, il Gruppo si è dotato

di ulteriori linee di credito committed per 170 milioni di euro con durata pari a 2/3 anni oltre ad aver rinnovato quelle

in scadenza nel primo semestre 2012 raggiungendo così un totale complessivo di tali linee pari a 420 milioni di euro.

Il Gruppo provvede a una gestione finanziaria basata sul principio di mitigazione del rischio adottando una politica di

copertura che non prevede il ricorso a strumenti derivati con finalità speculative.

Di seguito sono riportate le politiche e i principi per la gestione ed il controllo rischi finanziari del Gruppo quali il

rischio liquidità e correlato rischio default e covenant sul debito, rischio tasso e rischio cambio.

Rischio liquidità – Qualità del debito

Il rischio di liquidità è identificato come il rischio che, a causa dell’incapacità di reperire nuovi fondi o di liquidare

attività sul mercato, l’impresa non riesca a far fronte ai propri impegni di pagamento.

Nella tabella che segue viene rappresentato il “worst case scenario” dove le attività (liquidità, crediti commerciali,

ecc.) non sono prese in considerazione mentre vengono riportate le passività finanziarie, nella quota capitale e

interessi, i debiti commerciali e i contratti derivati su tassi di interesse. Le linee finanziarie a revoca sono fatte scadere

a vista mentre gli altri finanziamenti sono fatti scadere alla data in cui possono essere chiesti a rimborso (i put bond

sono considerati rimborsati alla prima data di esercizio della put, anche se tale esercizio, vista la situazione di mercato

corrente, risulta out of the money).




56

Worst Case Scenario

(mln €) da 1 a 3 mesi oltre 3 mesi fino a 1 anno da 1 a 2 anni da 1 a 3 mesi oltre 3 mesi fino a 1 anno da 1 a 2 anni

Obbligazioni 209 326 228 30 502 221

Debiti e altre passività finanziarie 42 114 114 153 180 46

Debiti verso fornitori 1.011 0 0 1.229 0 0

Totale 1.262 440 342 1.413 682 268

30.06.2012 31.12.2011

L’obiettivo del Gruppo è quello di assicurare un livello di liquidità tale da consentire di far fronte ai propri impegni

contrattuali sia in condizioni di normale corso degli affari che in condizioni di crisi attraverso il mantenimento di linee

di credito disponibili, liquidità e tempestivo avvio delle negoziazioni sui finanziamenti in corso di maturazione,

ottimizzando il costo del funding in relazione alle condizioni di mercato in corso e prospettiche.

Al fine di garantire liquidità sufficiente a coprire ogni impegno finanziario almeno dei prossimi due anni (orizzonte

temporale del worst case scenario riportato), il Gruppo dispone, al 30 giugno 2012, di 507 milioni di liquidità, di 420

milioni di linee di credito committed non utilizzate e di ampi spazi su linee di credito uncommitted (1.000 mln).

Le linee di credito e la relativa attività finanziaria non sono concentrate su nessun finanziatore specifico ma distribuite

fra i principali istituti bancari italiani e internazionali con un utilizzo largamente inferiore al totale disponibile.

Al 30 giugno 2012 il Gruppo dispone di una struttura del debito prevalentemente a lungo termine con una quota pari

al 98% rispetto al totale debiti finanziari. La durata media è pari a circa 9 anni di cui il 57% del debito ha scadenza oltre

i 5 anni.

Di seguito si riportano i flussi nominali attesi sulle fasce di scadenza annuali fino a cinque anni e la quota oltre 5 anni.

Flusso nominale debito (mln€) 30.06.2012 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2015 31.12.2016 Oltre 5 anni Totale

Obbligazioni 0 0 0 0 500 852 1.352

Obbligazioni convertibili 0 140 0 0 0 0 140

Put Bond / Loan 0 0 0 0 0 520 520

Debiti Bancari / verso altri 48 86 52 235 33 177 630

Indebitamento finanziario lordo* 48 226 52 235 533 1.549 2.643

*Indebitamento finanziario lordo: non include disponibilità liquide, altri crediti finanziari correnti e non correnti

Rischio default e covenant sul debito

Il rischio consiste nella possibilità che i contratti di finanziamento sottoscritti contengano disposizioni che prevedano

la facoltà da parte del soggetto finanziatore di chiedere il rimborso anticipato del finanziamento al verificarsi di

determinati eventi generando così un potenziale rischio liquidità.

Al 30 giugno 2012 una parte significativa della posizione finanziaria netta del Gruppo è rappresentata da contratti di

finanziamento che prevedono un insieme di clausole, in linea con la prassi internazionale, che impongono una serie di

divieti. Tra queste le principali sono le clausole di pari passu, negative pledge e change of control. Relativamente alle

clausole di rimborso anticipato obbligatorio non sono previsti covenants finanziari sul debito tranne quello, del limite

del corporate rating da parte di anche una sola agenzia di rating al di sotto del livello di “investment grade” (BBB‐).




57

Rischio tasso

Il Gruppo utilizza risorse finanziarie esterne sotto forma di debito finanziario a medio lungo termine, diverse tipologie

di linee di credito a breve ed impiega la liquidità disponibile prevalentemente in strumenti di mercato monetario

immediatamente smobilizzabili. Le variazioni nei livelli dei tassi d’interesse di mercato influenzano sia gli oneri

finanziari associati alle varie forme tecniche di finanziamento sia i proventi delle varie forme di impiego della liquidità

incidendo pertanto sui flussi di cassa e sugli oneri finanziari netti del Gruppo.

Al 30 giugno 2012 l’esposizione al rischio di variazioni sfavorevoli dei tassi d’interesse, con conseguente impatto

negativo sui flussi di cassa, è pari al 37% dell’indebitamento finanziario lordo totale. Il restante 63% è costituito da

finanziamenti a medio/lungo termine a tasso fisso esponendo il Gruppo al rischio di variazione del fair value, oppure è

coperto da strumenti finanziari derivati.

L’applicazione della politica di gestione del rischio tasso si traduce di volta in volta, in base alle condizioni di mercato,

in una data combinazione di strumenti finanziari a tasso fisso, a tasso variabile e di coperture finanziarie con prodotti

derivati.

I derivati risultano perfettamente aderenti al debito sottostante ed in accordo con i principi Ias.

La politica di copertura del Gruppo non prevede l’utilizzo di strumenti con finalità speculative ed ha come obiettivo

l’individuazione ottimale tra tasso fisso e variabile nell’ambito di una strategia prudenziale verso il rischio di

oscillazione dei tassi. La gestione del rischio tasso d’interesse mira essenzialmente a stabilizzare i flussi finanziari in

modo da garantire i margini e la certezza dei flussi di cassa derivanti dalla gestione caratteristica.

Indebitamento finanziario lordo (*)

(mln €)senza

derivati

con

derivati

% con

derivati

senza

derivati

con

derivati

% con

derivati

tasso fisso 1920 1638 63% 1889 1620 69%

tasso variabile 723 1005 37% 563 832 31%

Totale 2643 2643 100% 2452 2452 100%

30.06.2012 31.12.2011

*Indebitamento finanziario lordo: non include disponibilità liquide, altri crediti finanziari correnti e non correnti

Rischio cambio non connesso al rischio commodity

Il Gruppo adotta una strategia prudenziale di esposizione al rischio valutario, per cui tutte le posizioni in valuta

vengono nettate o coperte tramite strumenti derivati (cross currency swap).

Attualmente il Gruppo detiene un bond in valuta pari a 20 miliardi di yen giapponesi totalmente coperto con un cross

currency swap.

Rating

Hera Spa dispone del rating sul lungo termine di Moody’s “Baa1 Outlook Negativo”e di Standard & Poor’s “BBB+

outlook stabile”.

Nel primo semestre del 2012 il rating di Standard & Poor’s, di “BBB+ outlook stabile” è stato confermato.

In data 25 gennaio 2012, Moody’s ha, invece, rivisto il rating del Gruppo Hera sul lungo termine da “A3 outlook

stabile” a “Baa1 outlook negativo”. Motivo dell’outlook negativo è stato prevalentemente il deterioramento della

situazione macroeconomica italiana e l’incertezza sulle prospettive del paese.

Dato l’attuale contesto sono state ulteriormente rafforzate le azioni e le strategie di piano indirizzate a garantire il

mantenimento/miglioramento di adeguati livelli di rating.




58

1.07 Ricerca e sviluppo

Nel primo semestre del 2012 le attività di ricerca del Gruppo hanno riguardato principalmente lo sviluppo tecnologico

delle fonti rinnovabili, lo sviluppo di tecnologie di monitoraggio e controllo ambientale, l’efficienza energetica,

l’ottimizzazione della gestione delle reti e dei servizi ambientali. Particolare risalto è stato dato alla ricerca applicata

sui sistemi di produzione di energia da fonti rinnovabili mediante la realizzazione di Hlab, il laboratorio per l’energia

del Gruppo Hera.

I principali progetti di ricerca in corso sono:

Laboratorio per l’Energia. Si tratta di un centro sperimentale per la ricerca applicata su tecnologie di produzione ed

utilizzazione di energia da fonti rinnovabili e alternative, la cui realizzazione è stata avviata nel 2011 a Forlì. In questo

primo semestre è stata realizzata una buona parte delle principali opere edili.

Il Laboratorio consentirà di valutare diverse tecnologie, a partire da quelle disponibili sul mercato a quelle ancora a

livello di prototipo, grazie a una rete avanzata di misura e acquisizione di dati. Il focus sarà la misura dei rendimenti

effettivi e la loro evoluzione nel tempo, in modo da valutare meglio e in maniera comparata soluzioni di mercato e

soluzioni state of the art. L’altro aspetto rilevante riguarderà l'individuazione e la prevenzione dei problemi di esercizio

e la valutazione dei reali costi di gestione. Inizialmente il Laboratorio avrà una sezione fotovoltaica ed una “filiera”

dedicata alla produzione, stoccaggio ed utilizzo dell’idrogeno. La conclusione dei lavori è prevista per la primavera del

2013. La gestione delle attività sperimentali sarà svolta in collaborazione con l’Università di Bologna.

Progetto Contaminanti Emergenti. Con il termine “Contaminanti Emergenti” si indicano diverse sostanze

biologicamente attive di origine antropica che possono essere presenti nelle acque destinate al consumo umano e

nelle acque reflue. La presenza di queste sostanze nelle acque è considerata un problema ambientale di rilievo con

potenziali effetti negativi sulla salute umana. Nel 2012 sono proseguite le attività di studio e ricerca avviate sin dal

2007 con la collaborazione di importanti istituti di ricerca (fra i quali l’Istituto Superiore di Sanità e l’Istituto Mario

Negri).

Nel 2011 è stata siglata una collaborazione con il Politecnico di Milano finalizzata a valutare le migliori tecnologie di

trattamento nei processi di potabilizzazione. Nell’ambito di tale collaborazione, nel primo semestre 2012 sono state

effettuate analisi delle tecnologie di trattamento e delle filiere di potabilizzazione attualmente in uso per verificare la

loro efficacia nella rimozione di alcuni microinquinanti e la necessità di eventuali upgrade.

Localizzazione Automatica delle Perdite. Il progetto consiste nello studio di sistemi innovativi per la localizzazione

automatica delle perdite idriche da utilizzare con un sistema di telelettura. Nel 2007 è stato allestito un sito di prova e

sono stati effettuati test in diverse condizioni ambientali. I primi risultati sperimentali sono stati estremamente

interessanti. Nel 2008 sono state affinate le tecniche di indagine mediante la realizzazione di un dispositivo per le

acquisizioni automatiche in campo, lo sviluppo di uno strumento di analisi statistica e la progettazione di un

dispositivo per la simulazione di perdite idriche. Il dispositivo è stato realizzato nel 2009 e installato presso utenze reali

insieme alla strumentazione di acquisizione realizzata l’anno precedente. La notevole mole di dati ha permesso una

migliore caratterizzazione del fenomeno fisico rispetto al passato. Nel 2010 è stato progettato e realizzato un

dispositivo che permette di effettuare agevolmente l’acquisizioni dei dati in diversi allacci e in diverse condizioni di

esercizio. Nel 2011 sono state effettuate acquisizioni su diversi territori che hanno permesso di affinare ulteriormente

l’algoritmo di analisi dei segnali.




59

La sperimentazione è proseguita nei primi mesi del 2012 con la realizzazione di un dispositivo dotato di sensore ad

idrofono le cui prestazioni saranno confrontate con quelle del sensore già testato (accelerometro).

Parallelamente è stata avviata un’attività sperimentale per la realizzazione di un’infrastruttura permanente di

rilevazione perdite su una rete cittadina che si basa su idrofoni applicati agli idranti.

Bio‐Hydro. Il progetto si propone di sviluppare un ciclo di smaltimento di scarti organici del settore agro‐zootecnico

consistente nella fermentazione a idrogeno di almeno una tipologia di scarto agro‐zootecnico, e nella co‐digestione a

metano del residuo di tale processo con altri scarti agro‐zootecnici o con la frazione organica dei rifiuti solidi urbani. Il

progetto è svolto in collaborazione con Herambiente e la Facoltà di Ingegneria dell’Università di Bologna e

cofinanziato dal Ministero delle Politiche Agricole Alimentari e Forestali. Nel 2010 sono state avviate le prime attività

relative alla caratterizzazione degli scarti agro‐zootecnici e acquisite diverse matrici di scarto, idonee al processo di

bio‐conversione a idrogeno e alla co‐digestione anaerobica dell’effluente della fermentazione a idrogeno. Nel 2011

sono state avviate le attività relative alla produzione d'idrogeno e metano per via biologica.

Nella prima metà del 2012, sono state avviate le valutazioni dell'utilizzabilità dell’idrogeno prodotto in celle

combustibili PEM tradizionali.

Gestione Automatica Impianti. Il progetto, sviluppato in collaborazione con ENEA, prevede lo sviluppo di un sistema

per la gestione automatica dei principali parametri di funzionamento degli impianti del servizio idrico. Il sistema dovrà

mantenere le condizioni di processo di un dato impianto nella condizione di massima efficienza, in funzione della

composizione del refluo (depuratori) o dell’acqua grezza (potabilizzatori) in ingresso. Nel 2008 sono stati avviati i

lavori presso il depuratore di Calderara di Reno (BO) scelto come sito di prova. Nel 2009 è stata installata la

strumentazione di analisi e controllo presso il sito e sono state avviate le acquisizioni dei dati in campo. I dati acquisiti

nel corso del 2010 convalidano la conoscenza nota sui sistemi di trattamento fanghi a flusso continuo, e individuano

l’esistenza di nuovi punti caratteristici nei segnali relativi alle grandezze monitorate con la possibilità di individuare

funzionamenti caratteristici o anomali dell’impianto. In generale si è dimostrata l’applicabilità del controllo

automatico a impianti in scala reale. Nel 2011 è stata avviata le seconda fase del progetto, il cui obiettivo, in un

triennio, è lo sviluppo di un sistema prototipale. Nei primi mesi del 2012 sono state individuate le logiche e le politiche

di controllo da implementare nel sistema.

Modellazione degli impianti del Ciclo Idrico. Il progetto, svolto in collaborazione con ENEA, prevede lo sviluppo di

modelli matematici finalizzati alla simulazione idraulica e di processo degli impianti di depurazione. L’obiettivo è

acquisire gli strumenti e il know‐how necessari per avviare il coordinamento della modellazione matematica degli

impianti del servizio idrico per il Gruppo. Nel 2009 sono state effettuate le attività preliminari per lo sviluppo del

modello del sito campione e la selezione del software di calcolo fra quelli disponibili sul mercato. Nel corso del 2010,

al termine delle attività di valutazione, sono state acquisite le licenze software. Il 2011 ha visto l’avvio delle attività di

modellazione all’interno del Gruppo, tuttora in fase sperimentale a tutto il primo semestre 2012.

Recupero Energetico in Impianti del Servizio Idrico. Nel 2010 sono state avviate alcune valutazioni sulla possibilità e

sulle tecnologie per effettuare recupero energetico negli impianti del servizio idrico. È stato sviluppato un primo

studio di fattibilità per effettuare un recupero energetico all’interno dell’impianto di depurazione di Bologna per

mezzo di coclee idrauliche ad alto rendimento. Nel corso del 2011 sono stati avviati altri due studi: il primo riguarda il

recupero energetico su reti acquedottistiche mediante sistemi “In Pipe Turbine” (IPT) o “Pump As Turbine” (PAT);

mentre il secondo progetto è relativo al recupero di energia termica da reti acquedottistiche mediante sistemi con

pompa di calore a bassa entalpia.




60

Per quanto attiene IPT/PAT, a seguito di ulteriori analisi dati e verifiche in campo eseguite nel primo semestre 2012, si

è deciso di proseguire con lo studio di prefattibilità di un’applicazione presso una diversa cabina di riduzione nel

Comune di Bologna, per ottimizzare il possibile recupero energetico.

Caratterizzazione e analisi delle condotte in polietilene in esercizio. Le condotte della rete acquedottistica in

polietilene sono caratterizzate da un indice di rottura superiore a quello delle condotte in altri materiali. Per poter

approfondire le cause di tale situazione, è stato avviato un progetto per un’analisi critica delle rotture con l’obiettivo

di incrementare il know‐how su tali condotte, fornire criteri semplici per classificare le diverse tipologie di rotture,

identificarne le cause principali e definire piani di miglioramento. Il progetto è sviluppato in collaborazione con

LyondellBasell, uno dei principali produttori mondiali di poliolefine, e con la Fondazione Laboratorio Prove Materie

Plastiche del Dipartimento di Chimica, Materiali e Ingegneria Chimica del Politecnico di Milano. Nel 2010 è stata

effettuata la raccolta dei campioni di tratti di condotte sulle quali si sono manifestate rotture e l’analisi visiva dei

provini campionati e sono state avviate l’analisi statistica delle rotture e le analisi di laboratorio. Nel corso del 2011

sono state effettuate analisi di laboratorio per la caratterizzazione puntuale delle fratture i cui risultati saranno la base

per la definizione di Piani ed Azioni di Miglioramento che costituisce l'attività 2012.

I risultati della ricerca effettuata sono stati presentati al WaterLossEurope 2012, il maggiore evento internazionale

organizzato dall'IWA sul tema delle perdite idriche. Le attività proseguiranno con la redazione e l’aggiornamento della

specifica documentazione tecnica (quale campo di impiego, specifiche fornitura, analisi di laboratorio, ecc.).

Studio su misuratori d'acqua e tecnologie “antigelo”. Nel 2011 sono stati progettati ed eseguiti dall'unità Ricerca e

Sviluppo di Hera una serie di test per verificare la possibilità di individuare contatori e dispositivi che possano ridurre

le casistiche di rotture dei contatori d'acqua in condizioni climatiche sfavorevoli. Tali rotture generano disagi

all'utenza, difficoltà operative per il gestore, aggravio dei costi operativi e aumento delle perdite idriche.

Nel primo semestre sono state effettuate prove sperimentali su un innovativo dispositivo meccanico antigelo e

ulteriori prove su altri lotti di contatori, ancora in corso.

Lo studio, che si concluderà entro l’anno, ha comunque già consentito di individuare una tipologia di contatori

normalmente disponibile sul mercato che risulta meno vulnerabile al ghiaccio rispetto a quella di utilizzo standard.




61

1.08 Risorse umane e organizzazione

Organizzazione aziendale e struttura di gruppo

La macrostruttura organizzativa

Hera Trading

P. Musolesi

Consiglio di Amministrazione

Business Unit SOT

Forlì-CesenaF. Fogacci

Business Unit SOT

FerraraO. Sirri

Business UnitSOT

BolognaA. Bruschi

Business Unit SOT

Imola-FaenzaS. Zucchelli

Vice PresidenteG. Razzoli

Servizi e Sistemi InformativiM. Guerrini

Internal AuditingC. Poli

Amm. DelegatoM. Chiarini

HERAmbienteC. Galli

Personale e Organizzazione

G. Campri

Acquisti e AppaltiG. C. Randi

Amm.ne, Finanza e ControlloL. Moroni

Legale e SocietarioM. Fabbri

Direzione Generale Operations

R. Barilli

Comitato Controllo Interno

Comitato Remunera-zione Mgmt.

Business Unit SOT

ModenaR. Gasparetto

Business Unit SOT

RavennaT. Mazzoni

Business Unit SOT

RiminiE. Minarelli

Comitato Direzione

Corporate Social Responsibility

F. BocchiInvestor Relations

J. K. Hansen

Relazioni EsterneG. Gagliano

Qualità, Sicurezza e AmbienteE. Dottori

Comitato Esecutivo

Gestore Ind.te

AcanthoR. Vancini

HeraLuce

W. Sirri

Hera Comm

C. Fabbri

Direzione Generale Sviluppo e Mercato

S. Venier

PresidenteT. Tommasi di Vignano

SettoreServizi Commerciali

DistribuzioneC. Morandi

SettoreTeleriscaldamento

F. Ferraresi

Settore Servizi Tecnici

OperationsF. Sami

Settore IngegneriaGrandi Impianti

C. Botti

Direzione Settori Operativi

S. Molè

Coord. Tecnico Reti

F. Mazzacurati

Coord. Tecnico Servizi Ambientali

S. Amaducci

Business Devel. e Asset Upstream

A. Ramonda

Pianif. Strategica e Affari Regolamentari

M. Vai

Risorse umane

Al 30 Giugno 2012 i dipendenti del Gruppo Hera sono 6.494 (aziende consolidate), con la seguente ripartizione per

qualifica: dirigenti (129), quadri (356), impiegati (3.377), operai (2.632). Tale assetto è stato determinato dai seguenti

movimenti: entrate (+75), uscite (‐65). Si evidenzia inoltre che le assunzioni sono state determinate essenzialmente

dal turnover qualitativo con inserimento di personale qualificato; si registra infine un andamento costante nel numero

di laureati, pari al 17% sul totale dei dipendenti TI: con 1.082 laureati al 31.12.2011 (su 6.484 dipendenti TI), e 1.120

laureati al 30.06.2012.

Organizzazione

Il modello Hera si distingue nel panorama delle multiutility per aver realizzato un’integrazione industriale e operativa

fondata su di una Holding che attraverso Direzioni Centrali di impostazione, supporto e controllo garantisce una vista

integrata di Gruppo e favorisce lo sfruttamento delle sinergie, e attraverso Direzioni Generali e Settori e strutture di

Coordinamento Tecnico Centrali svolge una funzione di indirizzo e coordinamento nei confronti dei business gestiti.




62

Il modello operativo Hera combina la prospettiva di settore di business con quella di società/unità operativa per

consentire:

una migliore focalizzazione sugli obiettivi di sviluppo e razionalizzazione;

una valorizzazione/concentrazione di asset, competenze e presidi specialistici capaci di assicurare una

unitarietà di prospettiva;

il conseguimento di un assetto “equilibrato” rispetto ai vincoli normativi su alcune attività (es. unbundling

energia);

il mantenimento del presidio operativo al territorio di riferimento.

Di conseguenza, la Macrostruttura del Gruppo prevede le seguenti caratteristiche:

dal Presidente dipendono le Direzioni Centrali Legale e Societario, Servizi e Sistemi Informativi, Relazioni

Esterne, la Direzione Investor Relations. Fanno capo inoltre la Direzione Generale Sviluppo e Mercato e

Herambiente Spa.

dall’Amministratore Delegato dipendono le Direzioni Centrali Acquisti e Appalti, Amministrazione, Finanza e

Controllo, Personale e Organizzazione, Qualità, Sicurezza e Ambiente e la Direzione Corporate Social

Responsibility. Dall’Amministratore Delegato dipende inoltre la Direzione Generale Operations dalla quale

dipendono, nell’ambito della Direzione Settori Operativi, il Settore Teleriscaldamento, il Settore Servizi

Tecnici Operations, il Settore Servizi Commerciali Distribuzione, il Coordinamento Tecnico Servizi Ambientali,

il Coordinamento Tecnico Reti e Pianificazione, Controllo e Programma degli Adempimenti. Dalla Direzione

Generale Operations dipendono inoltre le sette Business Unit Strutture Operative Territoriali e il Settore

Ingegneria Grandi Impianti.

al Vice Presidente riporta la Direzione Internal Auditing.

Nell’ambito della Direzione Generale Sviluppo e Mercato, in particolare di Hera Comm, nel primo semestre del 2012 è

stata avviata la modifica organizzativa (con effetti operativi dal 13 Giugno 2012) del Mercato Famiglie, finalizzata a

migliorare il servizio al cliente finale attraverso una ulteriore standardizzazione e formalizzazione dei processi operativi

e attraverso una riduzione della complessità gestionale, valorizzando le competenze interne.

Con riferimento ad Herambiente Spa, nel corso del primo semestre 2012, è stato ulteriormente consolidato l’assetto

organizzativo avviato a gennaio 2012. È proseguita inoltre l’attività di analisi ed ottimizzazione dei processi; in

particolare, è stata completata l’analisi di dettaglio, in ambito Logistica, del processo di pianificazione e gestione dei

flussi di rifiuti con l’obiettivo di massimizzare la saturazione degli impianti e migliorare le prestazioni dell’intero

processo.

Nell’ambito della Direzione Generale Operations, è stato ulteriormente consolidato l’assetto organizzativo della

Direzione Settori Operativi avviato a fine 2011 e sono proseguite le attività di analisi ed ottimizzazione dei processi

operativi.

Con riferimento alle Direzioni Centrali ed ai relativi processi di governo e di supporto, si rafforza ulteriormente la

ricerca del bilanciamento ottimale tra governance di processo ed orientamento al cliente interno, accompagnato da

azioni volte alla ricerca di ulteriori livelli di efficienza collegata all’integrazione di processo; in tale percorso si inserisce,

inoltre, l’avvio di un progetto finalizzato all’ottimizzazione dei meccanismi di integrazione tra Holding/Direzioni

Centrali e Società Controllate.




63

In ambito Amministrazione, Finanza e Controllo è stata definitivamente completata l’attività di analisi ed

ottimizzazione dei processi attraverso l’applicazione estesa della metodologia di Lean Organization, con particolare

riferimento ad alcuni processi amministrativo‐contabili e di gestione del credito; si segnalano, inoltre:

a giugno 2012, la nuova configurazione organizzativa della funzione Credit Management, finalizzata a

rafforzare ulteriormente l’efficacia della gestione del credito di Gruppo, con particolare riferimento alla

strutturazione dei processi di origination e monitoraggio;

durante il primo semestre l’avvio, in ambito Controllo di Gestione, del progetto finalizzato alla revisione del

modello di controllo di gestione di Gruppo.

È stato, inoltre, avviato un progetto di finalizzato all’analisi ed all’ottimizzazione dei processi in ambito Fatturazione e

Incassi attraverso l’applicazione estesa della metodologia di Lean Organization e con un approccio trasversale che

prevede il coinvolgimento di diverse Unità di Budget.

La gestione dell’azienda prevede tre comitati collegiali:

‐ Comitato di Gestione: ha il compito di esaminare e condividere le politiche, le strategie e la pianificazione

operativa a livello di Gruppo e di favorire l’integrazione tra le varie strutture;

‐ Comitato di Direzione: esamina ogni tre mesi l’andamento della gestione e l’avanzamento dei progetti

compresi all’interno della balanced scorecard;

‐ Comitato di Coordinamento dei Direttori delle SOT: ha il compito di verificare l’andamento dei servizi gestiti

sul territorio e di allineare le attività svolte dalle varie strutture territoriali.

Relazioni industriali

Nel mese di gennaio sono stati attuati alcuni incontri finalizzati ad approfondire alcuni temi su investimenti, iniziative

in materia di sicurezza, risparmio idrico, tutela risorsa acqua, ciclo dei rifiuti e raccolta differenziata.

Nel mese di marzo, si è pervenuti alla sottoscrizione con le Organizzazioni sindacali Nazionali e con il Coordinamento

Sindacale di Gruppo, di un accordo con il quale è stata ampliata la quota, dal 5% al 15%, di cui all’art. 8 bis del CCNL

Federambiente. Tale articolo prevede che il personale delle cooperative di tipo B aggiudicatario della gara dedicato

alle attività oggetto d’appalto e riferito ai servizi di raccolta, spazzamento e gestione isole ecologiche, può essere

escluso dall’obbligo di applicazione del CCNL dei Servizi Ambientali, nei limiti della quota sopra indicata, avendo a

riferimento l’ammontare del volume economico delle attività complessivamente previste dall’articolo 3, comma 1,

lett. a) CCNL Federambiente, (spazzamento, raccolta, trasporto dei rifiuti (escluse le attività di trasferenza) espurgo

pozzi neri e lavaggio cassonetti);

Nel mese di aprile con le organizzazioni sindacali è stata sottoscritta un’intesa sul progetto di riorganizzazione

dell’unità di laboratorio di Ravenna che prevede la razionalizzazione della gestione delle attività attraverso la

focalizzazione delle attività analitiche sui rifiuti speciali e industriali nel laboratorio di Ravenna e la distribuzione delle

attività analitiche di matrice diversa negli altri laboratori del Gruppo. Inoltre si è proceduto ad una razionalizzazione

logistica collocando i laboratori presso strutture già esistenti in Herambiente restituendo i precedenti locali alla

società Romagna Acque.

E’ stata poi conclusa la trattativa sindacale inerente i criteri di individuazione del personale dedicato al Servizio Gas.

Tale discussione è stata attivata a valle della emanazione del decreto Ministeriale che disciplina gli effetti sul

personale dei nuovi affidamenti a mezzo gara, del servizi Gas.




64

Nel mese di giugno, con accordo tra le Parti, sono stati consuntivati gli obiettivi del Premio di risultato di Gruppo

dell’anno 2011 e individuati gli obiettivi del Premio di risultato di Gruppo del 2012. Inoltre è stata raggiunta un’intesa

con il Coordinamento sindacale di Gruppo sulla ripartizione delle quote d’incremento della produttività consolidata.

Ancora nel mese di giugno con un accordo tra le parti si è definito il sistema di emergenza in ambito reti valido per

tutti i territori serviti dal Gruppo Hera attivabile qualora si verifichi un evento in grado di produrre effetti gravi e/o di

vaste proporzioni per la sicurezza e la continuità del servizio. Il personale coinvolto sarà rintracciabile mediante

adesione volontaria tra coloro che posseggono i requisiti richiesti per l’intervento.

Per quanto riguarda la formazione, come previsto dal Contratto Collettivo Integrativo è stato presentato il piano di

formazione di Gruppo per l’anno 2012 ed è stata raggiunta l’intesa sulla prima parte della formazione finanziata

riguardante Hera Spa, Herambiente Spa, Hera Comm Srl.

Inoltre è stata attivata la discussione sull’armonizzazione degli orari di lavoro che vedono coinvolto il personale

impiegatizio di Hera Spa, escludendo le strutture organizzative (Polo di Fatturazione, Telecontrollo, Laboratorio

Chimico, Reti e Ambiente) che necessitano di orari dedicati.

L’obiettivo è quello di realizzare un orario unico per tutta Hera Spa armonizzando l’orario di ingresso, la flessibilità in

entrata, la pausa pranzo e razionalizzando il numero di rientri pomeridiani.

Con l’obiettivo di perseguire le stesse finalità il tema degli orari di lavoro è stato affrontato anche per il personale di

Gestione Clienti, Back Office Famiglie e di Call Center di HeraComm.

Hera sta, altresì, collaborando con le Associazioni Datoriali partecipando alle commissioni ed alle delegazioni trattanti

alla collazione dei contratti collettivi nazionali del settore gas acqua e dei servizi ambientali. Inoltre per tutto il primo

semestre è proseguita la collaborazione con Federutility e Confindustria Energia al fine di definire il nuovo sistema di

classificazione ed inquadramenti, del settore Elettrico e sulla regolamentazione, per tutto il settore, dell’esercizio del

diritto di sciopero.

Con Federambiente continua la collaborazione sulla redazione dello statuto e del regolamento del fondo assistenza

sanitaria previsto dal CCNL Federambiente.

Sviluppo

E’ proseguito l’impegno nella diffusione del Modello di leadership del Gruppo che, definito nel 2010 con l’obiettivo di

identificare i comportamenti prospettici e distintivi per il management del Gruppo Hera, ha visti realizzati nel corso del

2011 workshop formativi gestiti internamente rivolti a tutti i dirigenti e quadri e Seminari tematici sui primi tre

elementi chiave del Modello. E’ stata inoltre completata la formazione per dirigenti e quadri sulla gestione dei

collaboratori di un team. Nel corso del 2012 è stato impostato il piano di attività che vedrà, oltre alla prosecuzione

della diffusione dei contenuti del Modello, un focus specifico annuale sui singoli elementi chiave; in quest’ottica nei

prossimi mesi il focus sarà riservato alla Gestione della Complessità e vedrà realizzate specifiche iniziative di

diffusione, approfondimento e formazione.

Nel II semestre verrà data conclusione al percorso dei Seminari tematici avviato nel 2011 con la realizzazione del IV

Seminario avente ad oggetto la Leadership Esemplare.




65

A supporto dei programmi di sviluppo manageriale, sono stati avviati percorsi di coaching individuale, coerenti con lo

sviluppo delle competenze declinate nel Modello di leadership.

A seguito dell’indagine di clima realizzata nel corso del 2011, con cadenza trimestrale sono effettuati report di

avanzamento rispetto alle azioni di miglioramento individuate coerentemente con le evidenze emerse dall’indagine.

Nel 2012 è proseguito il monitoraggio dei percorsi avviati nell’ambito del Progetto Laureati 2011. Il Progetto, nato nel

2004, ha l’obiettivo di reclutare ed assumere giovani laureati; dalla prima edizione del progetto ad oggi sono state

138 le risorse inserite nel Gruppo.

Nel 2008 è stata realizzata la prima edizione del progetto di Sviluppo del Potenziale con lo scopo di valorizzare e

accrescere il potenziale delle giovani risorse già presenti nel Gruppo.

Ne hanno fanno parte le risorse appartenenti alle edizioni 2004, 2005 e 2006 del Progetto Laureati e altre giovani

risorse con analoghe caratteristiche anagrafiche e curriculari.

Nel corso del 2011 è stata realizzata la II edizione del Progetto che ha visto il coinvolgimento di 94 risorse

(appartenenti al Progetto Laureati 2007, 2008 e altri giovani con caratteristiche anagrafiche e curriculari simili).

A partire dal mese di luglio 2011, le risorse hanno prima sostenuto un’intervista motivazionale e di orientamento e poi

sono state coinvolte in un Assessment Development Centre durante il quale è stato valutato il potenziale di crescita

professionale per ognuna di loro.

Nel corso del I semestre 2012 tutti i partecipanti al Progetto hanno ricevuto da parte dei propri Responsabili il

feedback sulle risultanze dell’assessment, condividendo aree di forza e aree di miglioramento individuali.

In coerenza con quanto emerso, sono in corso di definizione le diverse iniziative di sviluppo.

Nel corso del II semestre 2012 è prevista un’iniziativa di formazione che coinvolgerà le 94 risorse della II edizione del

Progetto finalizzata a presentare i contenuti del Modello di Leadership e a fornire spunti e suggerimenti anche per

l’autosviluppo.

Nell’ambito delle iniziative volte alla valorizzazione delle differenze, nel corso del mese di giugno sono stati avviati due

importanti progetti che hanno visto le diverse fasce di età, e le disabilità come oggetti di approfondimento.

Il progetto “GenerAzioni”, realizzato in collaborazione con l’Università di Bologna, ha l’obiettivo di indagare le opinioni

rispetto alle diverse fasce di età e promuovere il dialogo intergenerazionale. Nel II semestre saranno disponibili gli esiti

dell’indagine che nel mese di luglio coinvolgerà, tramite compilazione di un questionario, un campione di circa 400

colleghi.

Le evidenze emerse saranno spunto per la definizione di azioni di sviluppo, volte a favorire la valorizzazione del

dialogo tra le diverse generazioni.

Nel 2008 il Gruppo ha avviato un progetto chiamato DOAR (Da Obbligo A Risorsa), nato per valorizzare competenze e

potenzialità delle persone disabili in azienda, tale progetto ha visto fin dal principio la collaborazione tra Hera e la

Fondazione Asphi (associazione che opera per promuovere l'integrazione delle persone disabili nella scuola, nel lavoro

e nella società.). Nell'ambito di questa collaborazione, nel I semestre del 2012 è stata progettata un’iniziativa di

sensibilizzazione che ha portato alla realizzazione di uno corso formativo disponibile in modalità e‐learning finalizzato

a sensibilizzare sul mondo delle disabilità e disponibile a tutti i dipendenti.




66

Formazione

In ambito formativo si segnala, innanzitutto, la progettazione delle attività e delle iniziative previste nell’ambito di

HerAcademy, la Corporate University del Gruppo Hera nata il 15 dicembre 2011, in particolare il primo workshop 2012

e altre iniziative di sviluppo formativo a valenza territoriale

Nell’ambito del progetto Work Force Management, è stata definitivamente completata l’attività formativa già svolta

nel corso del 2011 e relativa a ulteriori implementazioni informatiche; inoltre, è stata avviata la fase due del progetto

(“mobile”), con il completamento nel mese di marzo della formazione rivolta ai formatori‐facilitatori e l’avvio del

percorso a “cascata” rivolto agli utenti finali su tutti i territori.

Al fine di supportare ulteriormente il percorso di knowledge management, è stata realizzata una sezione ad hoc sul

Portale Informativo Aziendale contenente tutto il materiale didattico del percorso formativo.

Relativamente alle iniziative formative realizzate in collaborazione con Alma Mater – Università di Bologna, si

segnalano:

nei mesi di febbraio e marzo, la realizzazione del corso di alta formazione “Regolazione e mercato nei servizi

di pubblica utilità”;

nel mese di giugno, l’avvio del corso “Sviluppo Competenze Manageriali”, il cui completamento è previsto nel

secondo semestre.

Nel corso del primo semestre 2012 si è data piena continuità alle attività di formazione in adempimento agli obblighi

di legge (antincendio, primo soccorso, preposti per la sicurezza, ecc.), anche in coerenza con quanto previsto dal

nuovo accordo Stato‐Regioni.

Tra le iniziative formative di maggior impatto in ambito sicurezza, si segnalano quelle collegate ai progetti previsti

dall’iniziativa Un Anno per la Sicurezza nel Gruppo Hera, in particolare il progetto La Sicurezza non è un Gioco che

prevede un percorso formativo a cascata rivolto a tutta la popolazione aziendale attraverso l’utilizzo di un software

animato.

Nel primi mesi del 2012 è proseguita, come sempre, l’intensa attività di addestramento e aggiornamento

professionale del personale tecnico ed operativo e quella specificamente finalizzata al mantenimento e rafforzamento

delle competenze operative riguardanti le attività ritenute critiche sotto il profilo della qualità del servizio, della

sicurezza e dei possibili impatti ambientali.

Sono state registrate circa 17.803 partecipazioni ad attività di formazione e il 91% dei dipendenti del Gruppo è già

stato coinvolto in almeno un’attività di formazione.

L’investimento economico sostenuto nel primo semestre 2012, al netto dei costi del personale in formazione e dei

docenti interni, risulta pari a 261.765 euro, valore leggermente superiore al dato registrato nell’anno precedente, e

pari a circa il 33% del budget complessivo del 2012.




67

I dati confermano, comunque, l’impegno consistente sia di carattere economico che di risorse che il Gruppo Hera

dedica alla valorizzazione ed allo sviluppo continuo del capitale umano.

Asse Formativo Ore Uomo

Addestramento professionale e formazione specialistica 26.600

Qualità Sicurezza e Ambiente 22.713

Formazione istituzionale e manageriale 16.409

Informatica 5.836

Totale 71.558




68

1.09 Sistemi informativi

Nel corso del 2012 i sistemi informativi del Gruppo Hera hanno proseguito il percorso tracciato nel piano industriale,

operando secondo le seguenti linee guida: efficacia nel soddisfare le esigenze di business, capacità di consolidare

l’efficienza operativa delle società e strutture del Gruppo Hera, tempestività nell’adeguare i sistemi informativi alle

normative del settore.

Indicatori rilevanti per evidenziare il contributo dato dai sistemi informativi alle attività di business del Gruppo Hera

nel primo semestre 2012, sono rappresentati dai seguenti volumi:

Oltre 8 milioni di bollette emesse (di cui oltre 200.000 con invio in formato elettronico) registrando un

sensibile aumento rispetto al 2011 e agli anni passati

oltre 2.300 gare on‐line gestite

circa 75.000 chiamate al pronto intervento

pltre 4,8 milioni di contratti attivi su 5 servizi (energia elettrica, gas, teleriscaldamento, idrico e anbiente)

circa 69.000 km di rete di distribuzione gestite sul sistema

2,2 milioni di richieste di servizio, gestite tramite quattro canali

call center

sportelli fisici

posta

internet

Inoltre si sono registrati importanti risultati quali:

Workforce Management (WFM); sono state completate le funzionalità relative:

all'introduzione di dispositivi mobili;

alla realizzazione della reportistica per l’Autorità per l’energia elettrica e il gas;

tale progetto ha permesso di gestire nel primo semestre 2012:

68.000 ordini di lavoro di pronto intervento

oltre 10.000 preventivi

circa 330.000 task (front end, pronto intervento, conduzione e manutenzione)

Revisione processo letture (MDM); implementate le funzionalità relative alla gestione delle letture,

permettendo un consistente miglioramento di performance.

Unbundling; prosegue l’importante percorso di adeguamento dei sistemi informativi alla normativa in

materia di obblighi di separazione dei processi di distribuzione e vendita (unbundling logico), amministrativa

e contabile (unbundling contabile) per le imprese operanti nei settori dell’energia elettrica e il gas. In

particolare sono stati raggiunti i seguenti obiettivi:

completamento unbundling logico/funzionale fase due che riguarda le funzionalità relative alla

trasmissione delle letture, alla separazione del processo di fatturazione

completamento unbundling contabile (economico e patrimoniale) le cui funzionalità rilasciate sono

state utilizzate per le dichiarazioni 2012 relative all’esercizio 2011

Progetto Campagne Commerciali; è stata attivata con successo l’offerta commerciale, rivolta ai grandi clienti,

PUN Oraria (circa 1 TWh di energia elettrica venduta nei primi sei mesi del 2012).

Progetto di archiviazione sostitutiva delle bollette e delle fatture attive(attualmente circa 8 milioni di bollette

archiviate).

Completamento del progetto di estensione del nuovo sistema atto a supportare i processi di protocollo per le

16 società del Gruppo;nel primo semestre 2012 sono stati protocollati circa 240.000 documenti.

Rispetto degli sla relativi alla gestione dei ticket infrastrutturali e applicativi.

Eseguite le verifiche periodiche di audit finalizzate al mantenimento della certificazione qualità Iso 9001

conseguita nel dicembre 2011 con risultato positivo;




69

Di seguito i progetti in corso più significativi atti a supportare i processi aziendali nonché le normative emergenti con

soluzioni informatiche più innovative e integrate:

Sistema Servizi Ambientali (SSA); realizzazione del sistema volto alla revisione e automazione dei processi di

gestione e pianificazione dei servizi ambientali (gestione turni, uomini e mezzi)

Evoluzione Sistemi Ambiente (ESA); prevede l’implementazione di un unico sistema integrato per la gestione

delle attività in ambito ambiente che incorpori logistica, smaltimento e vendita

Sistema di programmazione logistica centralizzata per l’implementazione di un sistema che ottimizzi la

gestione dei flussi logistici dei rifiuti

MDM Distribuzione Fase 2 per la gestione dei controlli di validazione e certificazione delle letture sulla base

della verifica della coerenza dei consumi

Progetto EHS relativo alla gestione delle attività di prevenzione e protezione, alla valutazione del rischio, alla

gestione degli infortuni e della medicina del lavoro a supporto dei processi di health and safety di Gruppo

Sistema Informativo Integrato (SII),con riferimento alle delibere 131‐12 e 132‐12,per la realizzazione di una

nuova piattaforma di comunicazione per la gestione dei flussi informativi tra attori di mercato e Autorità

(registri, reportistica, etc.) e per la comunicazione delle richieste connesse alla gestione di impianti e utenze

MDM vendita per la gestione delle letture in rete e fuori rete nato con l’obiettivo di implementare una

piattaforma che consenta di gestire in modalità centralizzata ed omogenea le letture della vendita relativa ai

servizi energy.

Disaster Recovery: avvio della progettazione e realizzazione del servizio di disaster recovery (DR) che si

concluderà alla fine del 2013 ed entrerà in produzione all’inizio del 2014.

Oltre ai progetti citati sopra, si riportano i principali progetti (80 progetti complessivi) avviati nel primo semestre

classificati nelle seguenti tipologie:

miglioramento dell’efficienza dei processi operativi e supporto alle nuove esigenze di business del Gruppo:

integrazione AMM EE – WFM: integrazione degli ordini di lavoro generati da WFM con il sistema AMM EE

progetto di gestione stampanti multifunzione

integrazione WFM – SAP – GIS: integrazione dei sistemi cartografici con i sistemi gestionali

implementazione sistema di contabilità industriale Herambiente

evoluzione dei sistemi dedicati al risk control

evoluzione sistemi a supporto del trading

nuove campagne commerciali 2012

nuovi sistemi di gestione del credito

ottimizzazione processi commerciali e completamento dei sistemi per i processi di comunicazione (SDD)

Adeguamento ai requisiti regolatori disettore, di cui si riportano i principali:

adeguamento alla delibera 229‐12 tisg – settlement gas

amm gas (delibera 155‐08)

adeguamenti tariffari e normativi acqua

adeguamenti alle delibere 64‐09 e 71‐11

adeguamento alla delibera 99‐11 (morosità gas) – gestione fatturazione depositi cauzionali clienti

adeguamento alla delibera 229‐01 – fatturazione conguaglio gas

dati catastali (circolare n. 44‐2005, provvedimenti n. 2012/5708 e n. 2008/24511)

adeguamenti tariffari tia




70

Riduzione del rischio tecnologico e miglioramento dei livelli di sicurezza:

Rinnovo tecnologico infrastruttura enterprise (SAP ERP e ISU)

estensione affidabilità servizio SFTP e FTP

privacy (parte 2012)

potenziamento e contenimento rischio – storage e backup

upgrade oracle 11

migrazione exchange e archiviazione posta centralizzata

Inoltre i sistemi informativi hanno garantito la continuità del servizio dei sistemi, minimizzando l’impatto derivante dal

rilascio di nuovi progetti e rispondendo alle richieste di manutenzione ordinaria e di evoluzione dei sistemi in accordo

alle priorità concordate.




71

1.10 Qualità sicurezza e ambiente

Attività in ambito Coord. QSA e Coord. SPP

Nel corso del primo semestre 2012 gli obiettivi programmati della Direzione Centrale Qualità, Sicurezza Ambiente

sono stati conseguiti con risultati molto soddisfacenti.

In particolare:

è’ stato portato a sintesi, ad inizio giugno, il progetto di revisione metodologica delle certificazioni secondo gli

standard consolidati UNI EN ISO 9001 e 14001 e OHSAS 18001 di Hera Spa. La revisione metodologica ha

previsto un’impostazione delle attività in un’ottica di “processo” piuttosto che di “sito”. Quest’approccio ha

permesso una pianificazione delle verifiche con una metodologia di campionamento diversa e più razionale

rispetto al passato. DNV non ha infatti verificato tutti i requisiti presso tutte le SOT, indifferenziatamente, ma

impostato un campionamento “per processo” che ha previsto pertanto la verifica di tutti i requisiti applicabili

e rilevanti nelle sole SOT dove un determinato processo è stato scelto da DNV come rappresentativo.

Maggior focus è stato inoltre indirizzato verso gli Enti e Direzioni Centrali al fine di verificarne il livello e

l’approccio di standardizzazione dei ruoli di coordinamento ed indirizzo, questo a conferma di come la

gestione centrale di coordinamento e standardizzazione risulta sempre più determinante sulle modalità di

gestione dei territori in ogni singola attività. Le verifiche si sono concluse positivamente con il

consolidamento dell’esito positivo della certificazione integrata di Hera Spa e con i seguenti ulteriori risultati:

o validazione di un nuova metodologia di certificazione più efficiente e più vicina al modello di

organizzazione di Hera Spa;

o adozione di una visione complessiva del modello certificativo maggiormente teso a dare evidenza

delle maggiori criticità a livello di Gruppo, evitando di soffermarsi su aspetti puntuali rilevati in

ambito SOT;

o ottimizzazione dei sopralluoghi su tutte le BU SOT;

o miglioramento della “qualità” delle attività che hanno focalizzato sul flusso dell’intero processo

complessivo;

o ottimizzazione delle giornate di verifica consentendo una migliore sostenibilità sia per Hera Spa che

per l’Ente Terzo, con conseguente riduzione dei costi.

Nel mese di giugno si sono completate le attività di progettazione e sviluppo del Sistema Informativo di

Gruppo Sap Audit Management, applicativo informatico che conclude il processo di revisione complessiva dei

processi certificativi, raggiungendo la “informatizzazione” dei processi primari di pianificazione, gestione

degli audit e di gestione dei successivi output (rilievi da audit). Il sistema informativo ha l’obiettivo di

soddisfare diversi fabbisogni nell’ambito dei processi in questione, basti considerare che mediamente DCQSA

esegue circa 250 Audit all’anno, da cui scaturiscono circa 2000 rilievi ogni anno, da qui la necessità di

strumenti più idonei a presidiare un processo divenuto via, via, più complesso e capillare. Gli Audit

interessano tutte le principali strutture aziendali, coinvolgendo, in maniera ormai trasversale, circa 400

referenti aziendali e i loro collaboratori, da cui la necessità, quindi, di individuare processi, linguaggio e

strumenti unici per il Gruppo.

Nel mese di giugno sono iniziate le attività di mantenimento dell’Accreditamento e di conseguimento del

medesimo su nuovi parametri per le attività di campionamento e analisi svolte dai Laboratori del Gruppo, il

cui presidio QSA è stato, da fine 2011, affidato alla DCQSA, in occasione della riorganizzazione aziendale della

DSO. La conclusione delle attività è prevista nel mese di luglio.




72

Superamento con esito positivo del primo rinnovo della certificazione OHSAS 18001 per le società Uniflotte,

certificazione ottenuta a fine 2011 che, da regole di accreditamento, deve essere sottoposta a verifica di

mantenimento dopo soli 6 mesi;

Nel primo semestre 2012, in collaborazione con la Direzione Acquisti e Appalti e la Direzione Centrale

Personale e Organizzazione, è stata conclusa la campagna di formazione avviata nel secondo semestre del

2011 per incrementare l’attenzione sui temi attinenti il controllo delle prestazioni dei Fornitori, in particolare

in materia salute e sicurezza, l’iniziativa ha raggiunto a sintesi circa 2500 ore di formazione, con circa 630

partecipanti.

Nel 2012 sono stati pianificati circa 205 audit di cui al 30 giugno 2012 ne è stato condotto circa il 48%, in linea

con la pianificazione prevista. Le verifiche ispettive interne hanno rafforzato ancor più le specializzazioni delle

risorse interne, favorendo sinergie e diffusione di modalità operative gestionali comuni tra i diversi ambiti

tecnici di settore e territoriali.

Tutte queste attività si sono aggiunte a quelle ordinarie che la DCQSA pianifica ed effettua per il mantenimento del

Sistema di Gestione Integrato del Gruppo, fra cui le attività di mantenimento del sistema documentale di sistema:

Manuale QSA, Procedure di sistema, documenti di valutazione del rischio, di analisi ambientale, supporto alle varie

strutture aziendale per il mantenimento degli obiettivi aziendali in ambito Qualità, Sicurezza e Ambiente, ecc.

Continua ancora nel 2012 l’impegno di Hera nel completamento del progetto "Un anno per la Sicurezza nel Gruppo

Hera”, un'importante iniziativa che ha coinvolto tutti i lavoratori del Gruppo. L'obiettivo del progetto è quello di

valorizzare l’aspetto culturale della sicurezza e della prevenzione, migliorando i comportamenti nei luoghi di lavoro e

nella vita quotidiana. La direzione dell'intero progetto è gestita da un Comitato Guida composto dai vertici aziendali.

Lo sviluppo del progetto è costantemente monitorato da un Gruppo di Coordinamento che riporta gli stati di

avanzamento del progetto al Comitato guida. Di questo gruppo fa parte anche un Comitato Scientifico composto da

tre specialisti esterni in materia di lavoro, salute e sicurezza in diverse discipline (giuridiche, economiche e

psicosociali). Il Comitato Scientifico sostiene lo sviluppo del progetto, stabilendo e valutando i criteri di coerenza e i

risultati raggiunti in base a 3 direttrici:

organizzativa/gestionale, ovvero sicurezza come responsabilità diffusa all'interno dell'impresa, in relazione

alla quale è richiesto il contributo di tutti: a partire dal commitment del vertice strategico, sino al

comportamento di ogni singolo lavoratore

economica/competitiva, che consiste nell'evidenziare, anche attraverso esempi concreti, quali sono i costi e i

benefici di un corretto sistema di gestione per la sicurezza

comunicazionale/culturale, che costituisce il complemento naturale delle due precedenti: consente di

sviluppare i canali informativi e formativi per far sì che la cultura della sicurezza penetri all'interno

dell'organizzazione, permeando le aree in cui 'fare sicurezza' crea valore per l'impresa e attribuendo il giusto

risalto al contributo di tutti, così da accrescere i benefici materiali e immateriali dell'impegno assunto.

"Un anno per la sicurezza nel Gruppo Hera" è composto di 15 progetti, alcuni dei quali sono trasversali a tutto il

Gruppo e quindi gestiti a “regia centrale”, altri sono invece assegnati e portati avanti dalle singole strutture territoriali

e, se saranno conseguiti i risultati attesi, estendibili anche ai territori in una seconda fase di sviluppo del progetto.

Ad oggi si sono già conclusi positivamente 11 progetti. Per gli altri, che al momento sono in corso di attuazione, è

previsto comunque il completamento entro il 2012 e la successiva eventuale replicazione territoriale.




73

Anche grazie a questa iniziativa Hera Spa ha visto nel 2011 la riduzione di circa il 24% del numero di infortuni sul

lavoro rispetto all'anno precedente. Il buon risultato complessivo ottenuto nel 2011 è stato confermato anche nel

primo semestre 2012. Nel confronto con l’analogo periodo dell’anno precedente si evidenzia un sensibile decremento

del numero d’infortuni complessivo (92 nei primi 6 mesi del 2011 ‐ 85 nei primi 6 mesi del 2012), per contro si ha

ancora un maggior numero di giornate di assenza ma il differenziale si sta progressivamente riducendo. I dati del

primo semestre 2012 confermano un andamento complessivo del fenomeno infortunistico in linea con gli obiettivi

previsti.

Premio Imprese per la Sicurezza

Nel corso del primo semestre 2012 Hera Spa ha partecipato al Premio Imprese per la Sicurezza, l'iniziativa di

Confindustria e INAIL, realizzata con il supporto tecnico di APQI e Accredia, cui hanno partecipato 260 imprese

presenti sul territorio nazionale.

Un Comitato Tecnico Scientifico composto da esperti valutatori ha esaminato, anche attraverso incontri in loco, tutte

le aziende partecipanti, al fine di valutare il grado di proattività delle organizzazioni nei confronti della salute e

sicurezza sul lavoro e l'impegno all'innovazione, con riferimento alla messa appunto di sistemi di gestione per la

prevenzione dei rischi e il grado di diffusione della cultura della sicurezza in tutte le aree dell'organizzazione.

Al termine di quest’attento processo valutativo il Gruppo Hera ha conseguito il prestigioso "Prize 2012" classificandosi

tra le migliori 5 aziende partecipanti all'iniziativa. La cerimonia di premiazione delle imprese finaliste si è tenuta a

Roma il 24 Aprile scorso e ha visto la partecipazione del Ministro del Lavoro Elsa Fornero e del Presidente di

Confindustria Emma Marcegaglia.

Attività in ambito Sviluppo Sistema di Gestione QSA

Fra i principali obiettivi programmati della Direzione Centrale Qualità, Sicurezza Ambiente attinenti aree di Sviluppo

del Sistema figurano le seguenti iniziative :

Sono in fase di completamento le attività di progettazione del Sistema di Gestione conforme allo standard

internazionale Social Accountability 8000 (SA8000) . Hera da anni ha fatto della responsabilità sociale di impresa un

obiettivo strategico. La scelta di adottare un sistema di gestione in tale ambito si inserisce a pieno titolo nel percorso

iniziato con la preventiva introduzione di un Sistema di Gestione per la Qualità, il rispetto dell’ambiente e la tutela

della salute e della sicurezza dei luoghi di lavoro. Il progetto è sviluppato mediante l’attivazione di gruppi di lavoro

denominati cantieri operanti sulle principali aree di interesse : Gestione Personale, Salute e Sicurezza, Acquisti e

Appalti. Le attività di certificazione conclusive sono previste entro il primo trimestre del 2013.

Progetto EHS: Nell’ambito di "Un anno per la sicurezza nel Gruppo Hera" il progetto EHS (Environment – Health –

Safety) si inserisce nel percorso evolutivo dei Sistemi Informativi del Gruppo individuando i requisiti informativi in

ambito Salute, Sicurezza e Ambiente necessari a garantire l’ adempimento dell’art. 15 del Dlgs 81 relativamente alla

programmazione della prevenzione e la conformità al T.U. in materia di Ambiente dei processi del Gruppo. Una delle

peculiarità del progetto consiste nella individuazione e valutazione di tutte le interfacce informative tra i sistemi

informatici e documentali necessarie alla raccolta delle informazioni ed alla loro gestione anche in chiave territoriale,

con particolare enfasi sugli aspetti cartografici e di processo. Aspetto particolarmente importante risulta la

valorizzazione dei principali progetti di informatizzazione in corso o già avviati nell’ambito produttivo. Entro il 2012 è

prevista l’implementazione di alcuni moduli del sistema e lo sviluppo di un prototipo finalizzato alla preventiva

validazione del modello di sviluppo.




74

Progetto M.I.M.O.S.A (Metodologia per Implementare, Misurare e Organizzare la Sicurezza in Azienda) : Nel corso del

primo semestre 2012 è stato sviluppato e sperimentato all’interno di una Società del gruppo un protocollo di

applicazione del modello MIMOSA per la valutazione di sistemi di gestione di salute e sicurezza nei luoghi di lavoro

sviluppato nell’ambito del Tavolo Tematico "Salute e Sicurezza nei luoghi di lavoro", significativo esempio di

collaborazione tra Università e Impresa.

Privacy e Presidio Normativo

Nel corso del primo semestre 2012 è stato portato a compimento il processo di riassetto organizzativo della direzione,

riportando il Presidio privacy all’interno del Presidio Normativa QSA, in coerenza con l’obiettivo di accrescere le

sinergie derivanti da una visione omogenea nella gestione del bilanciamento degli interessi tra le diverse normative –

tra cui anche la privacy – ed il contesto delle necessità aziendali.

Ciò ha avuto come primo risultato una maggiore sistematicità di approccio sia alle richieste di consulenze da parte

delle unità organizzative interne e delle società controllate, in un’ottica di standardizzazione delle scelte in tema di

privacy all’interno del Gruppo, sia nella progettazione ed attuazione di percorsi di verifica.

Nel corso del primo semestre è poi proseguita l’attività di presidio della normativa QSA e Privacy, che si è

concretizzato nell’implementazione di uno strumento di analisi della normativa tematica con valutazione degli impatti

sui processi aziendali, tradottasi in 33 flash informativi diretti ai gestori dei processi, ai Presidi privacy, ai QSA e ai

RSPP e in 7 approfondimenti giuridici.

Un ulteriore significativa attività è stata la puntuale analisi degli adempimenti introdotti dal D.lgs 81/08 e smi a carico

dei datori di lavoro in tema di attrezzature di lavoro e la verifica delle relative deleghe aziendali, in particolare rispetto

alle attrezzature montate sui mezzi.

Nell’ambito dell’aggiornamento documentale, è proseguita l’analisi di conformità legislativa su procedure ed

istruzioni del sistema di gestione integrato QSA ed è stato aggiornato il complesso degli adempimenti di sicurezza

negli appalti.

Un ulteriore contributo si è concretizzato nel portare a sintesi e completamento la collaborazione all’Organismo di

Vigilanza nell’ambito di prevenzione dei reati ambientali che da agosto 2011 sono ricaduti nell’ambito di applicazione

del D.lgs 231/2001, attraverso la definizione dei flussi informativi che saranno forniti semestralmente all’OdV,

consistenti in indicatori e valutazioni specifici per ciascun i reato ambientale configurabile in Hera Spa.

“Misure di sicurezza a protezione dei dati personali.”

“In base a quanto disposto dagli artt. 33 e 34 del D.Lgs. 196/03 (noto come il Codice della privacy) in materia di misure di sicurezza

volte ad assicurare un livello minimo di protezione dei dati personali ed in ottemperanza a quanto prescritto nei punti 19 e 26 del

Disciplinare Tecnico contenuto nell’allegato B del Codice stesso, si riferisce che per l’esercizio di riferimento Hera Spa, in qualità di

Titolare, ha provveduto a redigere e ad aggiornare il Documento Programmatico sulla Sicurezza contenente le informazioni richieste

dalla legge.

Il documento approvato e sottoscritto entro il termine imposto del 31 marzo del corrente anno, è conservato agli atti presso l’Ufficio

Protocollo dell’Azienda ed è consultabile anche presso DCQSA – Presidio Privacy.”

Schemi contabili e note esplicative consolidate

2 Bilancio semestrale consolidato abbreviato



75

2.01 Schemi di bilancio consolidati

2.01.01 Conto economico consolidato

euro migliaia note 1° semestre 2012 1° semestre 2011

Ricavi 4 2.298.917 1.983.185

Altri ricavi operativi 5 91.070 87.701

di cui non ricorrenti 6.625 0

Consumi di materie prime e materiali di consumo 6 (1.399.806) (1.122.021)

Costi per servizi 7 (427.503) (422.065)

Costi del personale 8 (192.797) (189.662)

Ammortamenti e accantonamenti 9 (151.550) (144.589)

Altre spese operative 10 (19.337) (17.536)

Costi capitalizzati 11 13.057 24.357

Utile operativo 212.051 199.370

Quota di utili (perdite) di imprese collegate 12 2.897 4.723

Proventi finanziari 13 45.600 33.795

Oneri finanziari 13 (110.268) (91.972)

Totale gestione finanziaria (61.771) (53.454)

Utile prima delle imposte 150.280 145.916

Imposte del periodo 14 (66.833) (62.759)

Utile netto del periodo 83.447 83.157

Attribuibile:

Azionisti della Controllante 76.943 71.398

Azionisti di minoranza 6.504 11.759

Utile per azione 14.1

di base 0,070 0,064

diluito 0,066 0,061

Ai sensi della delibera Consob n.15519 del 27 luglio 2006, gli effetti dei rapporti con parti correlate sono evidenziati nell'apposito schema della

situazione economica riportata al paragrafo 2.02.01 del presente bilancio semestrale consolidato abbreviato.




76

2.01.02 Conto economico complessivo consolidato

euro migliaia 1° semestre 2012 1° semestre 2011

Utile / (perdita) netto del periodo 83.447 83.157

Fair value derivati, variazione del periodo 2.538 7.524

Effetto fiscale relativo alle altre componenti di conto economico complessivo (668) (2.113)

Fair value derivati, variazione del periodo relativa a imprese valutate con il metodo del patrimonio

netto84 315

Totale Utile / (perdita) complessivo del periodo 85.401 88.883

Attribuibile:

Azionisti della controllante 79.021 76.394

Azionisti di minoranza 6.380 12.489




77

2.01.03 Situazione patrimoniale‐finanziaria consolidata

euro migliaia note 30‐giu‐2012 31‐dic‐2011

ATTIVITA’

Attività non correnti

Immobilizzazioni materiali 15 1.894.691 1.884.476

Attività Immateriali 16 1.813.690 1.802.521

Avviamento 17 377.903 377.760

Partecipazioni 18 135.814 135.865

Attività finanziarie 19 14.259 11.039

Attività fiscali differite 20 112.615 105.503

Strumenti finanziari – derivati 21 112.995 80.548

Totale attività non correnti 4.461.967 4.397.712

Attività correnti

Rimanenze 22 64.703 72.761

Crediti commerciali 23 1.281.446 1.250.360

Lavori in corso su ordinazione 24 23.599 22.390

Attività finanziarie 25 41.549 42.945


Attività per imposte correnti 26 6.297 6.164

Altre attività correnti 27 233.122 211.833

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 28 506.707 415.189

Totale attività correnti 2.200.474 2.062.284

Attività non correnti destinate alla vendita 29 0 10.606

TOTALE ATTIVITA' 6.662.441 6.470.602

segue




78

euro migliaia note 30‐giu‐2012 31‐dic‐2011

PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA’

Capitale sociale e riserve 30

Capitale sociale 1.115.014 1.115.014

‐Riserva azioni proprie valore nominale (12.782) (9.674)

Riserve 542.889 537.538

‐Riserva azioni proprie valore eccedente il valore nominale (4.137) (4.008)

Riserva per strumenti derivati valutati al fair value (6.612) (8.606)

Utile (perdita) portato a nuovo 2.061 2.061

Utile (perdita) del periodo 76.943 104.590

Patrimonio netto del Gruppo 1.713.376 1.736.915

Interessenze di minoranza 134.692 142.431

Totale patrimonio netto 1.848.068 1.879.346

Passività non correnti

Finanziamenti – scadenti oltre l’esercizio successivo 31 2.660.211 2.405.262

Trattamento fine rapporto ed altri benefici 32 91.211 91.595

Fondi per rischi ed oneri 33 235.861 227.055

Passività fiscali differite 34 75.382 76.057

Debiti per locazioni finanziarie – scadenti oltre l’esercizio successivo 35 4.152 5.277


Totale passività non correnti 3.092.316 2.822.903

Passività correnti

Banche e finanziamenti – scadenti entro l’esercizio successivo 31 95.705 118.467

Debiti per locazioni finanziarie – scadenti entro l’esercizio successivo 35 3.133 3.683

Debiti commerciali 36 1.011.164 1.229.242

Passività per imposte correnti 37 106.553 36.998

Altre passività correnti 38 469.377 332.253


Totale passività correnti 1.722.057 1.768.353

TOTALE PASSIVITA' 4.814.373 4.591.256

TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA' 6.662.441 6.470.602

Ai sensi della delibera Consob n.15519 del 27 luglio 2006, gli effetti dei rapporti con parti correlate sono evidenziati nell'apposito schema della

situazione patrimoniale‐finanziaria riportato al paragrafo 2.02.02 del presente bilancio semestrale consolidato abbreviato.




79

2.01.04 Rendiconto finanziario consolidato

euro migliaia 30‐giu‐2012 30‐giu‐2011

Risultato ante imposte 150.280 145.916

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

Ammortamenti e perdite di valore di immobilizzazioni materiali 65.754 61.237

Ammortamenti e perdite di valore di attività immateriali 50.164 50.816

Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto (2.897) (4.723)

Accantonamenti ai fondi 36.471 33.271

(Proventi) / Oneri finanziari 64.668 58.177

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

commodity)(40.029) (24.977)

Variazione fondi rischi e oneri (9.970) (11.150)

Variazione fondi per benefici ai dipendenti (3.318) (3.126)

Totale cash flow prima delle variazioni del capitale circolante netto 311.123 305.441

(Incremento) / Decremento di rimanenze 6.869 (19.863)

(Incremento) / Decremento di crediti commerciali (53.283) (168)

Incremento / (Decremento) di debiti commerciali (232.223) (166.369)

Incremento / Decremento di altre attività/passività correnti 139.648 86.528

Variazione capitale circolante (138.989) (99.872)

Dividendi incassati 2.420 965

Interessi attivi e altri proventi finanziari incassati 9.180 8.665

Interessi passivi e altri oneri finanziari pagati (75.202) (62.948)

Imposte pagate (6.101) (6.023)

Disponibilità generate dall'attività operativa (a) 102.431 146.228

Investimenti in immobilizzazioni materiali (59.634) (63.647)

Investimenti in attività immateriali (63.440) (70.442)

Investimenti in imprese e rami aziendali al netto delle disponibilità liquide (2.166) (6.915)

Prezzo di cessione di immobilizzazioni materiali e immateriali 27.086 3.307

Disinvestimenti in partecipazioni non consolidate (1.916) 0

(Incremento) / Decremento di altre attività d'investimento (1.631) 2.370

Disponibilità generate / (assorbite) dall'attività di investimento (b) (101.701) (135.327)

Nuove emissioni di debiti finanziari a lungo termine 241.810 0

Rimborsi e altre variazioni nette di debiti finanziari (34.570) (71.758)

Canoni pagati per locazioni finanziarie (1.815) (3.242)

Dividendi distribuiti ad azionisti Hera e interessenze di minoranza (111.399) (117.242)

Variazione azioni proprie in portafoglio (3.237) (704)

Altre variazioni minori (1) 83

Disponibilità generate / (assorbite) dall'attività di finanziamento (c) 90.788 (192.863)

Effetto variazione cambi su disponibilità liquide (d) 0 0

Incremento / (Decremento) disponibilità liquide (a+b+c+d) 91.518 (181.962)

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti all'inizio del periodo 415.189 538.226

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti alla fine del periodo 506.707 356.264

Ai sensi della Delibera Consob n.15519 del 27 luglio 2006, gli effetti dei rapporti con parti correlate sul rendiconto finanziario sono evidenziati

nell'apposito schema di rendiconto finanziario riportato al paragrafo 2.02.03 del presente bilancio semestrale consolidato abbreviato.




80

2.01.05 Prospetto delle variazioni del patrimonio netto consolidato

Capitale

sociale

Riserve Riserve strumenti

derivati valutati al fair

value

Utile dell’

esercizio

Patrimonio

netto

Interessenze di

minoranza

Totale

Saldo al 31 dicembre 2010 1.109.074 513.618 (12.407) 117.218 1.727.503 142.720 1.870.223

Utile del periodo 71.398 71.398 11.759 83.157

Altre componenti del risultato complessivo al 30

giugno 2011 :

fair value derivati variazione del periodo 4.681 4.681 730 5.411

fair value derivati variazione del periodo imprese

valutate con il metodo del patrimonio netto315 315 315

Totale Utile Complessivo del periodo 315 4.681 71.398 76.394 12.489 88.883

variazione azioni proprie in portafoglio 2 (90) (88) (88)

componente equity bond convertibile 4.894 4.894 4.894

variazione area consolidamento 26 26 26

altri movimenti 103 103 (17) 86

Ripartizione dell’utile 2010 :

‐ dividendi distribuiti (99.879) (99.879) (18.147) (118.026)

‐ destinazione a riserva utili indivisi (6.839) 6.839 0 0‐ destinazione ad altre riserve 24.178 (24.178) 0 0

Saldo al 30 giugno 2011 1.109.076 536.205 (7.726) 71.398 1.708.953 137.045 1.845.998

Capitale

sociale

Riserve Riserve strumenti

derivati valutati al fair

value

Utile dell’

esercizio

Patrimonio

netto

Interessenze di

minoranza

Totale

Saldo al 31 dicembre 2011 1.105.340 535.591 (8.606) 104.590 1.736.915 142.431 1.879.346

Utile del periodo 76.943 76.943 6.504 83.447

Altre componenti del risultato complessivo al 30

giugno 2012 :

fair value derivati variazione del periodo 1.994 1.994 (124) 1.870

fair value derivati variazione del periodo imprese

valutate con il metodo del patrimonio netto84 84 84

Totale Utile Complessivo del periodo 84 1.994 76.943 79.021 6.380 85.401

variazione azioni proprie in portafoglio (3.108) (129) (3.237) (3.237)

variazione area consolidamento 0 0 523 523

altri movimenti (1) (1) 0 (1)

Ripartizione dell’utile 2011 :

‐ dividendi distribuiti (16.925) (82.397) (99.322) (14.642) (113.964)

‐ destinazione a riserva utili indivisi 16.773 (16.773) 0 0‐ destinazione ad altre riserve 5.420 (5.420) 0 0

Saldo al 30 giugno 2012 1.102.232 540.813 (6.612) 76.943 1.713.376 134.692 1.848.068




81

2.02 Schemi di bilancio delibera 15519 del 2006 ‐ Parti correlate

2.02.01 Conto economico consolidato

euro migliaia Note A B C D Totale % A B C D Totale %

Conto Economico

Ricavi 4 2.298.917 15.948 60.608 5.675 82.231 3,6 1.983.185 0 13.713 43.509 2.440 59.662 3,0Altri ricavi operativi 5 91.070 112 86 112 310 0,3 87.701 3 93 79 25 200 0,2

di cui non ricorrenti 6.625 0Consumi di materie prime e materiali di consumo

(al netto della variazione delle rimanenze di

materie prime e scorte) 6 (1.399.806) (31.828) (233) (18.143) (50.204) 3,6 (1.122.021) 0 (23.849) 0 (16.744) (40.593) 3,6Costi per servizi 7 (427.503) (6) (4.391) (7.295) (21.767) (33.459) 7,8 (422.065) (10) (4.707) (2.603) (18.543) (25.863) 6,1Costi del personale 8 (192.797) 0 0,0 (189.662) (1.755) (1.755) 0,9Ammortamenti e accantonamenti 9 (151.550) (144.589)Altre spese operative 10 (19.337) (19) (1.361) (543) (1.923) 9,9 (17.536) 0 (45) (1.360) (553) (1.958) 11,2Costi capitalizzati 11 13.057 24.357

Utile operativo 212.051 (6) (20.178) 51.805 (34.666) (3.045) 199.370 (7) (14.795) 39.625 (35.130) (10.307)

Quota di utili (perdite) di imprese collegate12 2.897 2.897 0 0 2.897 100,0 4.723 4.723 4.723 100,0

Proventi finanziari 13 45.600 700 36 89 825 1,8 33.795 615 89 704 2,1Oneri finanziari 13 (110.268) (1) (61) (62) 0,1 (91.972) 0 0,0

Totale gestione finanziaria (61.771) 3.597 35 28 3.660 (53.454) 0 5.338 0 89 5.427

Utile prima delle imposte 150.280 (6) (16.581) 51.840 (34.638) 615 145.916 (7) (9.457) 39.625 (35.041) (4.880)

Imposte del periodo 14 (66.833) (62.759)

Utile netto del periodo 83.447 (6) (16.581) 51.840 (34.638) 615 83.157 (7) (9.457) 39.625 (35.041) (4.880)

Attribuibile:Azionisti della Controllante 76.943 71.398Azionisti di minoranza 6.504 11.759

Utile per azione 14.1di base 0,070 0,064diluito 0,066 0,061

di cui Correlate

30‐giu‐2012 30‐giu‐2011

di cui Correlate

legenda intestazione colonne parti correlate: A Società controllate non consolidate

B Società collegate e a controllo congiunto

C Società correlate a influenza notevole (Comuni soci)

D Altre parti correlate, sindaci, dirigenti strategici e Consiglio d’Amministrazione




82

2.02.02 Situazione patrimoniale‐finanziaria consolidata

di cui Correlate

euro migliaia Note 30‐giu‐2012 A B C D Totale % 31‐dic‐2011 A B C D Totale %ATTIVITA’

Attività non correnti

Immobilizzazioni materiali 15 1.894.691 1.884.476Attività Immateriali 16 1.813.690 1.802.521Avviamento 17 377.903 377.760Partecipazioni 18 135.814 41 102.521 32.955 135.517 99,8 135.865 72 102.389 33.080 135.541 99,8Attività finanziarie 19 14.259 13.859 13.859 97,2 11.039 10.619 10.619 96,2Attività fiscali differite 20 112.615 105.503Strumenti finanziari – derivati 21 112.995 80.548

4.461.967 41 116.380 0 32.955 149.376 4.397.712 72 113.008 0 33.080 146.160

Attività correnti

Rimanenze 22 64.703 72.761Crediti commerciali 23 1.281.446 45 20.456 28.344 14.198 63.043 4,9 1.250.360 37 13.729 19.425 14.045 47.236 3,8Lavori in corso su ordinazione 24 23.599 22.390Attività finanziarie 25 41.549 28.141 2.050 204 30.395 73,2 42.945 28.147 404 28.551 66,5Strumenti finanziari – derivati 21 43.051 40.642Attività per imposte correnti 26 6.297 6.164Altre attività correnti 27 233.122 2.960 1.236 16.258 20.454 8,8 211.833 2.284 979 16.040 19.303 9,1Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 28 506.707 415.189

2.200.474 45 51.557 31.630 30.660 113.892 2.062.284 37 44.160 20.404 30.489 95.090

Attività non correnti destinate alla vendita 29 0 10.606

TOTALE ATTIVITA' 6.662.441 86 167.937 31.630 63.615 263.268 6.470.602 109 157.168 20.404 63.569 241.250

di cui Correlate

euro migliaia Note 30‐giu‐2012 A B C D Totale % 31‐dic‐2011 A B C D Totale %PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA’

Capitale sociale e riserve 30Capitale sociale 1.115.014 1.115.014‐Riserva azioni proprie valore nominale (12.782) (9.674)Riserve 542.889 537.538‐Riserva azioni proprie valore eccedente il

valore nominale(4.137) (4.008)

Riserva per strumenti derivati valutati al fair

value (6.612) (8.606)

Utile (perdita) portato a nuovo 2.061 2.061Utile (perdita) del periodo 76.943 104.590

Patrimonio netto del Gruppo 1.713.376 1.736.915

Interessenze di minoranza 134.692 142.431

Totale patrimonio netto 1.848.068 1.879.346

Passività non correntiFinanziamenti – scadenti oltre l’esercizio

successivo31 2.660.211 2.405.262

Trattamento fine rapporto ed altri benefici 32 91.211 91.595Fondi per rischi ed oneri 33 235.861 227.055Passività fiscali differite 34 75.382 76.057Debiti per locazioni finanziarie – scadenti oltre

l’esercizio successivo35 4.152 5.277


3.092.316 2.822.903

Passività correntiBanche e finanziamenti – scadenti entro


Debiti per locazioni finanziarie – scadenti oltre


Debiti commerciali 36 1.011.164 (3) 18.246 13.545 27.280 59.068 5,8 1.229.242 (3) 12.601 10.755 36.473 59.826 4,9Passività per imposte correnti 37 106.553 36.998Altre passività correnti 38 469.377 0 165 3.858 1.146 5.169 1,1 332.253 (7) 2.381 3.415 5.789 1,7Strumenti finanziari – derivati 21 36.125 47.710

1.722.057 ‐3 18.411 17.403 28.426 64.237 1.768.353 ‐3 12.594 13.136 39.888 65.615

Totale passività 4.814.373 ‐3 18.411 17.403 28.426 64.237 4.591.256 ‐3 12.594 13.136 39.888 65.615

TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA' 6.662.441 ‐3 18.411 17.403 28.426 64.237 6.470.602 ‐3 12.594 13.136 39.888 65.615

legenda intestazione colonne parti correlate:

A Società controllate non consolidate

B Società collegate e a controllo congiunto

C Società correlate a influenza notevole (Comuni soci)

D Altre parti correlate, sindaci, dirigenti strategici e Consiglio d’Amministrazione




83

2.02.03 Rendiconto finanziario consolidato

euro migliaia 30‐giu‐2012di cui

parti correlate

Risultato ante imposte 150.280

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

Ammortamenti e perdite di valore di immobilizzazioni materiali 65.754

Ammortamenti e perdite di valore di attività immateriali 50.164

Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto (2.897)

Accantonamenti ai fondi 36.471

(Proventi) / Oneri finanziari 64.668

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

valutazione derivati su commodity)(40.029)

Variazione fondi rischi e oneri (9.970)

Variazione fondi per benefici ai dipendenti (3.318)

Totale cash flow prima delle variazioni del capitale circolante netto 311.123

(Incremento) / Decremento di rimanenze 6.869

(Incremento) / Decremento di crediti commerciali (53.283) (15.807)

Incremento / (Decremento) di debiti commerciali (232.223) (758)

Incremento / Decremento di altre attività/passività correnti 139.648 (1.213)

Variazione capitale circolante (138.989)

Dividendi incassati 2.420 2.420

Interessi attivi e altri proventi finanziari incassati 9.180 156

Interessi passivi e altri oneri finanziari pagati (75.202) (62)

Imposte pagate (6.101)

Disponibilità generate dall'attività operativa (a) 102.431

Investimenti in immobilizzazioni materiali (59.634)

Investimenti in attività immateriali (63.440)

Investimenti in imprese e rami aziendali al netto delle disponibilità liquide (2.166) (1.350)

Prezzo di cessione di immobilizzazioni materiali e immateriali 27.086

Disinvestimenti in partecipazioni non consolidate (1.916) (1.927)

(Incremento) / Decremento di altre attività d'investimento (1.631) (4.721)

Disponibilità generate / (assorbite) dall'attività di investimento (b) (101.701)

Nuove emissioni di debiti finanziari a lungo termine 241.810

Rimborsi e altre variazioni nette di debiti finanziari (34.570)

Canoni pagati per locazioni finanziarie (1.815)

Dividendi distribuiti ad azionisti Hera e interessenze di minoranza(111.399) (52.204)

Variazione azioni proprie in portafoglio (3.237)

Altre variazioni minori (1)

Disponibilità generate / (assorbite) dall'attività di finanziamento (c) 90.788

Effetto variazione cambi su disponibilità liquide (d) 0

Incremento / (Decremento) disponibilità liquide (a+b+c+d) 91.518

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti all'inizio del periodo 415.189

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti alla fine del periodo 506.707




84

2.03 Note esplicative

2.03.01 Note esplicative consolidate

Il presente bilancio semestrale consolidato abbreviato al 30 giugno 2012 è stato predisposto in applicazione del

Regolamento (CE) n° 1606/2002 del 19 luglio 2002, in conformità ai Principi Contabili Internazionali Ias/ifrs (di seguito

ifrs) omologati dalla Commissione Europea, integrati dalle relative interpretazioni (Standing Interpretations Committee

– Sic and International Financial Reporting Interpretation Committee – Ifric) emesse dall’International Accounting

Standard Board Iasb, nonché ai provvedimenti emanati in attuazione dell’art.9 del decreto legislativo n. 38/2005.

Nella predisposizione del bilancio semestrale consolidato abbreviato, redatto secondo lo Ias 34 – bilanci intermedi

sono stati applicati gli stessi principi contabili adottati nella redazione del bilancio consolidato al 31 dicembre 2011 al

quale si rinvia per completezza di trattazione, ad eccezione di quanto descritto nel paragrafo “Principi contabili,

emendamenti e interpretazioni, applicati dal 1° gennaio 2012”.

I dati del presente bilancio semestrale consolidato abbreviato sono comparabili con i medesimi del precedente

esercizio, salvo quando diversamente indicato nelle note a commento delle singole voci.

Nella predisposizione del bilancio al 31 dicembre 2011 sono state considerate quali ulteriori società correlate a

influenza notevole anche i Comuni di Cesena, Ferrara, Forlì, Imola, Ravenna e Rimini. Negli schemi di conto economico

del presente bilancio semestrale consolidato abbreviato non sono evidenziate le relative posizioni alla data del 30

giugno 2011, considerate le difficoltà connesse all’ottenimento di tali informazioni. Tenuto conto della natura

continuativa dei rapporti sottostanti, si ritiene che tali valori possano essere ragionevolmente in linea con i medesimi

alla data del 30 giugno 2012.

Negli schemi di bilancio sono separatamente indicati gli eventuali costi e i ricavi di natura non ricorrente.

Utilizzo di stime. La predisposizione del bilancio semestrale consolidato abbreviato 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. Sono

di seguito indicate le principali aree caratterizzate da valutazioni e assunzioni e in particolare la natura e i presupposti

per la loro elaborazione, con l’indicazione dei valori contabili di riferimento.

Accantonamento per rischi. Tali accantonamenti sono stati effettuati adottando le medesime procedure dei

precedenti periodi facendo riferimento a comunicazioni aggiornate dei legali e dei consulenti che seguono le vertenze,

nonché sulla base degli sviluppi procedurali delle stesse. In particolare nel paragrafo relativo ai fondi rischi sono

indicate le assunzioni utilizzate per la stima del fondo rischi sul contenzioso Inps.

Rilevazione dei ricavi. I ricavi per vendita di energia elettrica, gas e acqua sono riconosciuti e contabilizzati al momento

dell’erogazione e comprendono lo stanziamento per le prestazioni effettuate tra la data dell’ultima lettura e il termine

del periodo. Tale stanziamento si basa su stime del consumo giornaliero del cliente, fondate sul suo profilo storico,

rettificato per riflettere le condizioni atmosferiche o altri fattori che possono influire sui consumi oggetto di stima.




85

Si segnala inoltre che taluni processi valutativi, in particolare quelli più complessi quali la determinazione di eventuali

perdite di valore di attività non correnti, sono generalmente effettuati in modo completo solo in sede di relazione del

bilancio annuale, salvo i casi in cui vi siano indicatori di impairment che richiedono una immediata valutazione di

eventuali perdite di valore.

Le imposte sul reddito sono riconosciute sulla base della miglior stima dell’aliquota media ponderata attesa per

l’intero esercizio; nel calcolo si è tenuto conto, per effetto del D.L. Monti (D.L. 201/2011), della maggior deduzione

per cuneo fiscale che sarà ammessa per il 2012, ai sensi dell’art.11 del D.Lgs. 446/97.

Nel confronto delle singole voci di conto economico e situazione patrimoniale‐finanziaria occorre tenere anche in

considerazione le variazioni di area di consolidamento riportate nello specifico paragrafo.

Schemi di bilancio

Gli schemi utilizzati sono i medesimi già applicati per il bilancio consolidato al 31 dicembre 2011. In particolare lo

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

esposizione, che è seguita anche dai principali competitors ed è in linea con la prassi internazionale, sia quella che

meglio rappresenta i risultati aziendali. 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 al corrispondente periodo dell’esercizio precedente al fine di

meglio rappresentare gli effettivi flussi finanziari del periodo in termini di gestione operativa, finanziaria e

d’investimento. A seguito di tale miglioramento sono stati coerentemente riclassificati i valori del periodo precedente

al fine di consentire una diretta comparabilità dei dati.

Il conto economico complessivo viene presentato, come consentito dallo Ias 1 revised, in un documento separato

rispetto al conto economico. Il prospetto delle variazioni di patrimonio netto è stato predisposto secondo le

disposizioni dello Ias 1 revised.

Si precisa inoltre che con riferimento alla delibera Consob n.15519 del 27 luglio 2006, in merito agli schemi di bilancio,

sono stati inseriti specifici schemi supplementari di conto economico, situazione patrimoniale‐finanziaria e rendiconto

finanziario con evidenza dei rapporti più significativi con parti correlate, al fine di non alterare la leggibilità

complessiva degli schemi di bilancio.

I prospetti contabili della situazione patrimoniale‐finanziaria e di conto economico consolidati e i dati inseriti nelle

note esplicative sono tutti espressi in migliaia di euro tranne quando diversamente indicato.

Area di consolidamento

Il presente bilancio semestrale consolidato abbreviato al 30 giugno 2012 include i bilanci della Capogruppo Hera Spa e

quelli delle società controllate. Il controllo è ottenuto quando la società controllante ha il potere di determinare le

politiche finanziarie e gestionali di un’impresa in modo tale da ottenere benefici dalla sua attività.

Sono escluse dal consolidamento integrale e valutate al costo, le imprese controllate la cui entità è irrilevante e quelle

nelle quali l’esercizio effettivo dei diritti di voto è soggetto a gravi e durature restrizioni.




86

Sono valutate con il metodo del patrimonio netto le partecipazioni costituenti immobilizzazioni in imprese collegate la

cui entità è rilevante. Sono invece mantenute al costo le imprese la cui entità è irrilevante. Le società controllate e

collegate non consolidate, o valutate a patrimonio netto, sono riportate alla nota 18.

Le imprese detenute esclusivamente allo scopo della successiva alienazione sono escluse dal consolidamento e

valutate al minore tra il costo e il fair value al netto dei costi di vendita. Tali partecipazioni sono classificate in voci

proprie. Le partecipazioni in joint venture, nelle quali il Gruppo esercita un controllo congiunto con altre società, sono

consolidate con il metodo proporzionale rilevando, linea per linea, le attività, le passività, i ricavi e i costi in misura

proporzionale alla quota di pertinenza del Gruppo.

Di seguito sono riportate le variazioni dell’area di consolidamento intervenute nel 1° semestre 2012 rispetto al

bilancio consolidato al 31 dicembre 2011.

Variazioni dell’area di consolidamento

Società controllate

Società consolidate Società non più consolidate Note

Feronia Srl Consolidata integralmente

Hera Servizi Cimiteriali Srl Consolidata Integralmente

In data 31 gennaio 2012 Herambiente Spa ha acquistato da Sorgea Srl una ulteriore quota pari al 30% del capitale

sociale di Feronia Srl portando la propria partecipazione al 70%.

Hera Servizi Cimiteriali Srl, costituita in data 22 dicembre 2010 è diventata operativa a seguito del conferimento in

data 1° maggio 2012 del ramo d’azienda relativo alle attività cimiteriali e alle onoranze funebri da parte di Hera Spa.

A seguito di tale operazione la società, precedentemente valutata al costo, viene consolidata integralmente.

Società a controllo congiunto

Società consolidate Società non più consolidate Note

FlameEnergy Trading Gmbh Consolidata a patrimonio netto

FlameEnergy Trading Gmbh. La società, per decisione congiunta dei soci ha subito un significativo ridimensionamento

della propria attività. Visto perciò la limitata significatività dei valori apportati al consolidato da tale società, a partire

dal presente bilancio semestrale consolidato abbreviato, si è provveduto a valutarla a patrimonio netto.




87

Società collegate

Nuove società valutate a PN Società non più valutate a PN Note

Feronia Srl Consolidata integralmente

FlameEnergy Trading Gmbh Consolidata a patrimonio netto

I commenti a tali variazioni sono riportati anche nel capitolo “Società controllate” e “Società a controllo congiunto”.

Variazione del perimetro di consolidamento

Hera Energie Rinnovabili Spa ha acquisito l’intero capitale delle seguenti società:

Amon Srl, in data 8 febbraio 2012;

Esole Srl, in data 8 febbraio 2012;

Ctg Ra Srl, in data 8 marzo 2012;

Juwi Sviluppo Italia 02 Srl in data 1° marzo 2012,

che hanno per oggetto la realizzazione, gestione, manutenzione e produzione di energia elettrica da impianti

fotovoltaici di proprietà, ubicati rispettivamente nei comuni di Copparo (Fe), Alfianello (Bs), Faenza (Ra) e Petriolo

(Mc). In data 28 giugno 2012, tali società sono state fuse per incorporazione in Hera Energie Rinnovabili Spa con effetti

decorrenti dal 1° gennaio 2012.

Con efficacia 1° gennaio 2012 Acantho Spa ha acquisito oltre 600 clienti residenziali da Geosat Srl, società bolognese,

presente in Romagna e parte nelle Marche ed operante nei servizi di wireless internet e service provider. Il ramo

trasferito, in particolare, ha per oggetto la fornitura di collegamenti alla rete internet mediante connessione wireless a

banda larga nel territorio delle provincie di Forlì, Cesena, Ravenna, Rimini e Pesaro‐Urbino.

Gli elenchi delle società rientranti nell’area di consolidamento sono riportati al termine delle presenti note.

Stagionalità del business

Nell’ambito del Gruppo, i settori idrico ed energetico hanno un maggior carattere di stagionalità considerati i picchi di

consumo, rispettivamente nella stagione estiva e in quella invernale. Tuttavia a livello complessivo, considerato il

portafoglio di business del Gruppo, i dati economici semestrali non sono particolarmente influenzati dal sopra

menzionato effetto. I dati patrimoniali, come commentato anche nel prosieguo delle presenti note evidenziano

invece, una diminuzione dei debiti commerciali a fine giugno soprattutto con riferimento alla tempistica

d’approvvigionamento delle materie prime.

Fatti di rilievo successivi alla chiusura del semestre e prevedibili evoluzioni della gestione

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

in una apposita sezione della relazione finanziaria semestrale consolidata (paragrafo 1.2).




88

Altre informazioni

Si segnala che nel corso del primo semestre 2012 non sono state effettuate operazioni atipiche, o inusuali, così come

definito nella comunicazione Consob n. 6064293 del 28 luglio 2006.

Il presente bilancio semestrale consolidato abbreviato al 30 giugno 2012 è stato predisposto dal Consiglio di

Amministrazione e dallo stesso approvato nella seduta del 28 agosto 2012.

Principi contabili, emendamenti ed interpretazioni applicati dal 1° gennaio 2012

A partire dal 1° gennaio 2012 risulta applicabile, obbligatoriamente, la seguente modifica ai principi contabili

internazionali essendo terminato il processo di endorsement comunitario.

Modifiche Ifrs 7 – “Strumenti finanziari: Informazioni aggiuntive”: la modifica 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.

Tale modifica non ha comportato significativi effetti sull’informativa fornita nel presente bilancio semestrale

consolidato abbreviato e sulla valutazione delle relative poste di bilancio.

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

adottati in via anticipata dal Gruppo.

A partire dal 1° gennaio 2013 risulteranno applicabili obbligatoriamente le seguenti modifiche ai principi contabili

internazionali, avendo già concluso il processo di endorsement comunitario:

Modifiche Ias 1 “Presentazione del bilancio”; pubblicato dallo Iasb in data 16 giugno 2011 e applicabile ai bilanci che

hanno inizio successivamente al 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. L’applicazione di tale modifica non apporterà alcun effetto sulla valutazione delle

poste di bilancio.

Modifiche 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. Il Gruppo, che applica attualmente il metodo del “corridoio”, sta attualmente

valutando gli impatti che deriveranno dall’applicazione di tale modifica.

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 e modifiche:

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 1° 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.




89

Modifiche Ifrs 7 “Strumenti finanziari: Informazioni aggiuntive”, pubblicato dallo Iasb in data 16 dicembre

2011 e applicabile a decorrere dal 1° 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, chiarisce la modalità

di determinazione delle imposte differite in caso di investimenti immobiliari valutati a fair value in base allo

IAS 40. La modifica avrebbe dovuto essere applicabile in modo retrospettivo dal 1° gennaio 2012.

Modifiche Ifrs 1 “Prima adozione degli International Financial Reporting Standards”, pubblicato dallo Iasb in

data 20 dicembre 2010 e applicabile a decorrere dal 1° luglio 2011.

Ifrs 10 “Bilancio consolidato”, pubblicato dallo Iasb in data 12 maggio 2011 e applicabile a decorrere dal 1°

gennaio 2013. Sostituirà il SIC 12 “Società a destinazione specifica” e parte dello IAS 27 “Bilancio

consolidato”, che sarà rinominato “Bilancio separato” e disciplinerà il trattamento contabile delle

partecipazioni nel bilancio separato. L’ Ifrs 10 stabilisce nuovi principi per la redazione del bilancio

consolidato ed individua nel concetto di controllo il fattore determinante per il consolidamento di una società

nel bilancio consolidato della controllante. Il principio fornisce inoltre indicazioni relativamente alla

determinazione della presenza o meno di controllo.

Ifrs 11 “Accordi di compartecipazione”, pubblicato dallo Iasb in data 12 maggio 2011 e applicabile dal 1°

gennaio 2013, ridefinisce le modalità di contabilizzazione delle partecipazioni a controllo congiunto nel

bilancio consolidato stabilendo come unico metodo di contabilizzazione applicabile quello del patrimonio

netto.

Ifrs 12 “Informativa riguardante partecipazioni in altre imprese”, emanato dallo Iasb in data 12 maggio 2011

e applicabile dal 1° 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.

Ifric 20 – “Costi di rimozione del terreno sovrastante le miniere a cielo aperto”, 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 chiarisce l’applicazione di alcuni criteri per la compensazione delle

attività e delle passività finanziarie presenti nello IAS 32.

Ifrs 1 (modifiche) – “Prima adozione degli International Financial Reporting Standards” – Prestiti governativi,

pubblicato dallo IASB in data 13 marzo 2012 e applicabile dal 1° gennaio 2013.

Miglioramenti agli Ifrs (2009‐2011) (modifiche), pubblicato dallo IASB in data 17 maggio 2012 e applicabile

dal 1° gennaio 2013.

Guida alla transizione (emendamenti Ifrs 10, Ifrs 11 e Ifrs 12) , pubblicato dallo IASB in data 28 giugno 2012 e

applicabile dal 1° gennaio 2013.




90

4 Ricavi

1° semestre 2012 1° semestre 2011 Variazioni

Ricavi delle vendite e delle prestazioni 2.297.740 1.981.915 315.825

Variazione dei lavori in corso su ordinazione 1.209 1.155 54

Variazioni delle rimanenze di prodotti in corso di lavorazione, semilavorati

e finiti e dei lavori in corso(32) 115 (147)

Totale 2.298.917 1.983.185 315.732

Per l’analisi dell’andamento di vendita per settore di attività si rinvia alla relazione sulla gestione e alla nota riportante

l’informativa per area di business.

I ricavi sono principalmente realizzati nel territorio nazionale.




91

5 Altri ricavi operativi


Commesse a lungo termine 55.378 61.094 (5.716)

Contributi in conto esercizio e da raccolta differenziata 8.912 7.007 1.905

Plusvalenze da cessione di beni 6.786 195 6.591

Certificati bianchi 6.541 6.812 (271)

Utilizzo e riaccertamento di fondi 2.146 2.553 (407)

Quote contributi in conto impianto 2.066 1.941 125

Rimborso di costi 1.688 1.547 141

Rimborsi assicurativi 1.224 553 671

Locazioni 801 677 124

Certificati grigi 708 1.179 (471)

Vendite materiali e scorte a terzi 292 719 (427)

Altri ricavi 4.528 3.424 1.104

Totale 91.070 87.701 3.369

Di seguito sono commentate le variazioni più significative rispetto al corrispondente periodo dell’esercizio precedente.

“Commesse a lungo termine”, comprendono i ricavi generati dalla costruzione, o miglioramento, delle infrastrutture

detenute in concessione in applicazione dell’interpretazione Ifric 12. il decremento rispetto al corrispondente periodo

precedente è dovuto principalmente, a una riduzione degli investimenti come dettagliatamente commentato nella

relazione sulla gestione.

“Contributi in conto esercizio e da raccolta differenziata”. I contributi in conto esercizio, pari a 2.364 migliaia di euro

(734 migliaia di euro al 30 giugno 2011) sono costituiti principalmente da incentivi riconosciuti dal GSE per la

produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, 1.717 migliaia di euro. Tale voce fa segnare un aumento rispetto al

30 giugno 2011 (653 migliaia di euro) per l’entrata in funzione di 4 nuovi impianti fotovoltaici, detenuti dalle società

acquisite e poi fuse, nel corso del 1° semestre 2012 da Hera Energie Rinnovabili Spa.

I contributi da raccolta differenziata, pari a 6.548 migliaia di euro (6.273 migliaia di euro al 30 giugno 2011) sono

costituiti principalmente dal valore degli imballaggi (cartone, ferro, plastica e vetro) ceduti ai consorzi di filiera Conai e

delle apparecchiature elettriche ed elettroniche cedute al Raee (centro di raccolta di apparecchiature elettriche ed

elettroniche).

“Plusvalenze da cessioni di beni”, costituite per 6.625 migliaia di euro dalla cessione di un’area aziendale in Viale Berti

Pichat a Bologna (effetto non ricorrente). Per maggiori dettagli si rinvia a quanto commentato alla nota 29 “Attività

non correnti destinate alla vendita”.




92

“Certificati bianchi” e “Certificati grigi”, evidenziano i ricavi consuntivati nei confronti della Cassa Conguaglio del

settore Elettrico, a seguito del raggiungimento degli obiettivi energetici (certificati bianchi) e nei confronti del

Ministero dell’Ambiente per i certificati grigi afferenti principalmente l’impianto di cogenerazione di Casalegno. In

particolare, in relazione a quest’ultimo impianto, il Decreto Legge 20/5/2010, n.72, successivamente convertito con

Legge 19/7/2010, n.111, ha stabilito che gli impianti che non ricevono l’allocazione gratuita dei permessi hanno diritto

ad un rimborso monetario.

“Utilizzo e riaccertamento di fondi”, comprende principalmente l’utilizzo per costi di manodopera, di smaltimento

percolato e ore mezzi relativi alle discariche del Gruppo (1.468 migliaia di euro, contro i 2.372 migliaia di euro al 30

giugno 2011). Il riaccertamento di fondi comprende principalmente gli utilizzi del “fondo rischi diversi” in relazione alla

quota Mis dell’anno 2007 per 664 migliaia di euro.

“Rimborso di costi”, costituito principalmente da rimborsi da società o enti in relazione al personale distaccato e da

recupero spese da clienti.

“Altri ricavi”, comprende principalmente il recupero di costi per prestazioni ambientali e relativi al settore elettrico e

gas.




93

6 Consumi di materie prime e materiali di consumo


Metano destinato alla vendita e gpl al netto delle variazioni delle scorte 688.167 485.274 202.893

Energia elettrica destinata alla vendita 635.226 564.210 71.016

Materiali per la manutenzione al netto delle variazioni delle scorte 22.124 25.190 (3.066)

Cerificati bianchi, grigi e verdi 21.378 23.937 (2.559)

Acqua 18.574 17.097 1.477

Energia elettrica a uso industriale 14.556 10.842 3.714

Combustibili, carburanti e lubrificanti 8.132 6.869 1.263

Prodotti chimici 7.214 7.006 208

Materiali di consumo e vari 5.746 6.159 (413)

Metano per uso industriale 4.537 2.738 1.799

Combustibili gestione calore 3.264 2.959 305

Oneri e proventi da derivati (9.351) (13.857) 4.506

Oneri e proventi da valutazione certificati (19.761) (16.403) (3.358)

Totale 1.399.806 1.122.021 277.785

Per l’analisi dell’andamento dei costi delle materie prime e dei materiali di consumo si rinvia alla relazione sulla

gestione e alla nota riportante l’informativa per area di business. Per la voce “Oneri e proventi da derivati” si rinvia

alla nota 21 della situazione patrimoniale finanziaria.

Di seguito sono commentate le variazioni più significative rispetto al corrispondente periodo dell’esercizio precedente.

“Certificati bianchi, grigi e verdi”, include il costo di acquisto dei certificati bianchi, grigi e verdi sostenuto nel 1°

semestre 2012 per 21.378 migliaia di euro (23.937 migliaia di euro al 30 giugno 2011), in particolare:

4.280 migliaia di euro per certificati bianchi (9.376 migliaia di euro al 30 giugno 2011);

2.660 migliaia di euro per certificati grigi (10.163 migliaia di euro al 30 giugno 2011);

14.438 migliaia di euro per certificati verdi (4.398 migliaia di euro al 30 giugno 2011).

La variazione rispetto al corrispondente periodo precedente è da ricondursi alle differenti dinamiche

d’approvvigionamento a fronte delle necessità di certificati da parte del Gruppo.

“Materiali per la manutenzione: gestione e ricambi al netto della variazione delle scorte”, presentano un decremento

rispetto all’esercizio precedente dovuto principalmente ad una riduzione degli investimenti come più

dettagliatamente commentato nella relazione sulla gestione.

“Energia elettrica a uso industriale” presenta un incremento imputabile agli aumenti dei prezzi della materia prima

comunicati dall’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas nei primi mesi del 2012; “Metano per uso industriale” aumenta

sia per maggiori consumi, dovuti a nuove attivazioni di utenze del teleriscaldamento avvenute nel corso del 2°

semestre 2011 e del 1° semestre 2012, che per gli aumenti del prezzo della materia prima.




94

“Oneri e proventi da valutazione certificati” accoglie le risultanze della valutazione al fair value dei seguenti certificati:

verdi, proventi per 20.621 migliaia di euro (13.091 migliaia di euro al 30 giugno 2011);

grigi, oneri per 860 migliaia di euro (proventi per 3.312 migliaia di euro al 30 giugno 2011).




95

7 Costi per servizi


Vettoriamento e stoccaggio 108.933 96.943 11.990

Spese per lavori e manutenzioni 103.884 113.049 (9.165)

Servizi di trasporto, smaltimento e raccolta rifiuti 82.158 83.755 (1.597)

Canoni corrisposti ad enti locali 36.698 34.396 2.302

Prestazioni professionali legali, tributarie e organizzative 11.091 10.806 285

Affitti e locazioni passive 10.690 10.795 (105)

Servizi informativi ed elaborazione dati 9.224 8.725 499

Postali, recapiti e telefonici 7.824 7.806 18

Assicurazioni 6.827 6.615 212

Selezione personale, formazione ed altre spese del personale 6.251 6.067 184

Servizi tecnici 5.944 6.331 (387)

Oneri e commissioni per servizi bancari 5.250 3.800 1.450

Servizi di pulizia e vigilanza 2.993 2.596 397

Annunci, inserzioni, pubblicità 2.834 4.561 (1.727)

Compensi a Sindaci, Amministratori, Comitati territorio 2.809 2.757 52

Trasporti 2.314 761 1.553

Letture contatori 2.185 2.259 (74)

Analisi di laboratorio 2.164 2.190 (26)

Canoni passivi 1.887 2.042 (155)

Utenze 1.010 949 61

Altri costi per servizi 14.533 14.862 (329)

Totale 427.503 422.065 5.438

Di seguito si commentano le variazioni più significative rispetto al corrispondente periodo dell’esercizio precedente.

“Vettoriamento e stoccaggio”, l’incremento è imputabile all’energia elettrica e al gas venduti su reti di terzi,

rispettivamente per 1.634 e 10.356 migliaia di euro. Il significativo incremento che si rileva nel settore gas è

imputabile all’aumento dei volumi oltre che delle tariffe di trasporto e stoccaggio. Si segnala inoltre la variazione di

perimetro di consolidamento a seguito dell’acquisizione di Sadori Gas Srl avvenuta in data 1° luglio 2011.




96

“Spese per lavori e manutenzioni”. Tale voce comprende i costi afferenti la costruzione, o il miglioramento delle

infrastrutture detenute in concessione al fine di riflettere l’applicazione dell’interpretazione Ifric 12. Il decremento

rispetto al periodo precedente è dovuto, principalmente, ad una riduzione degli investimenti, come dettagliatamente

commentati nella relazione sulla gestione.

“Canoni corrisposti a Enti Locali”, sono ricompresi gli oneri sostenuti per l’utilizzo delle reti di proprietà pubblica, i

canoni corrisposti alle società degli asset per l’affitto di beni del ciclo gas, idrico ed elettrico ed i canoni di locazione

delle isole ecologiche. La variazione rispetto al 1° semestre 2011 è dovuta principalmente ai maggiori canoni verso le

società degli asset in relazione agli adeguamenti previsti da Atersir (ex Ato) sui i territori di Hera.

“Servizi informativi ed elaborazioni dati”, l’incremento è dovuto a maggiori costi per servizi informatici, 111 migliaia di

euro e servizi di telecomunicazione, 388 migliaia di euro.

“Oneri e commissioni per servizi bancari”, la variazione è imputabile principalmente ai costi riferiti alle nuove linee di

credito committed di cui il Gruppo si è dotato (420 euro milioni a giugno 2012 rispetto ai 280 milioni di giugno 2011) e

alle nuove fidejussioni bancarie chieste dal Gruppo a favore di terzi.

“Annunci, inserzioni e pubblicità” il decremento è dovuto allo slittamento di alcune campagne pubblicitarie nel 2°

semestre 2012.

“Compensi a Sindaci, Amministratori, Comitati territorio” comprensivo dei costi sostenuti per i diversi organi sociali

oltre che per i Comitati per il territorio.

“Altri costi per servizi”, principalmente costituiti da costi per attività commerciali e di vendita dei servizi energetici.




97

8 Costi del personale


Salari e stipendi 136.102 133.754 2.348

Oneri sociali 45.048 44.389 659

Trattamento di fine rapporto e altri benefici 839 735 104

Altri costi 10.808 10.784 24

Totale 192.797 189.662 3.135

L’ incremento del costo del lavoro è riconducibile principalmente all’evoluzione delle dinamiche contrattuali.

Come di seguito evidenziato non vi sono state variazioni di rilievo nel numero dei dipendenti, sia a livello complessivo

che di singola categoria.

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


Dirigenti 130 128 2

Quadri 356 339 17

Impiegati 3.391 3.346 45

Operai 2.638 2.707 (69)

Numero medio 6.515 6.520 (5)

Complessivamente, il costo del lavoro medio pro‐capite nel 1° semestre 2012 è risultato pari a 30 migliaia di euro, in

incremento, rispetto al corrispondente periodo dell’esercizio precedente, dell’ 1,7%.

Al 30 giugno 2012 il numero effettivo dei dipendenti è pari a 6.494 unità (6.530 unità al 30 giugno 2011).




98

9 Ammortamenti e accantonamenti


Ammortamento immobilizzazioni materiali 65.754 61.237 4.517

Ammortamento immobilizzazioni immateriali 50.164 50.816 (652)

Accantonamenti al fondo svalutazione crediti 23.108 19.697 3.411

Accantonamenti per rischi e oneri 12.524 12.839 (315)

Totale 151.550 144.589 6.961

Per la composizione delle voci si rinvia a quanto riportato a commento delle “immobilizzazioni materiali”, “attività

immateriali”, “crediti commerciali” e “fondi per rischi e oneri” della situazione patrimoniale finanziaria.




99

10 Altre spese operative


Tributo speciale discariche 5.217 5.328 (111)

Imposte diverse da quelle sul reddito 4.809 4.426 383

Canoni demaniali 1.760 1.422 338

Contributi associativi e altri contributi 1.517 1.475 42

Minusvalenza su cessioni di beni 458 525 (67)

Altri oneri minori 5.576 4.360 1.216

Totale 19.337 17.536 1.801

Di seguito si commentano le variazioni più significative rispetto al corrispondente periodo dell’esercizio precedente.

“Imposte diverse da quelle sul reddito”, l’incremento rispetto al 1° semestre 2011 è dovuto principalmente a:

canoni di occupazione spazi ed aree pubbliche, relativi a periodi precedenti, riconosciuti ai Comuni della

Provincia di Bologna e Ravenna;

pagamento di maggiori costi dell’imposta municipale unica (imu) rispetto alla precedente imposta comunale

sugli immobili (ici).

“Canoni demaniali”, l’incremento rispetto al 1° semestre 2011 è imputabile principalmente a maggiori canoni versati

alla Regione Emilia Romagna, ad alcuni concessionari per la riscossione dei tributi , a consorzi vari e ai costi relativi alla

restituzione di quote di depurazione ai clienti come previsto dal Piano economico‐finanziario del servizio idrico

integrato 2011‐2021 – periodo di regolazione 2011‐2015, approvato dall’Assemblea dell’Atersir (ex Ato) di Bologna.

“Minusvalenza su cessioni di beni”, generata dalle seguenti dismissioni:

contatori elettrici, 215 migliaia di euro ( 482 migliaia di euro al 30 giugno 2011);

mezzi, cassonetti e attrezzature e altro, 64 migliaia di euro (43 migliaia di euro euro al 30 giugno 2011);

immobile di Via Dozza n. 8 a Bologna, 179 migliaia di euro.

Tra gli “Altri oneri minori”, si segnala principalmente l’incremento rispetto al 1° semestre 2011 degli oneri di utilità

sociale a seguito dell’adesione da parte di Hera Spa alla raccolta fondi istituita dalla Regione Emilia Romagna a favore

delle popolazioni colpite dal sisma del maggio 2012.




100

11 Costi capitalizzati


Incrementi delle immobilizzazioni per lavori interni 13.057 24.357 (11.300)

Totale 13.057 24.357 (11.300)

Gli “incrementi delle immobilizzazioni per lavori interni” comprendono principalmente la manodopera, gli oneri

finanziari e altri oneri (quali scarichi di magazzino e ore mezzi) di diretta imputazione alle commesse realizzate

internamente dal Gruppo. Il decremento è imputabile alla riduzione degli investimenti rispetto al corrispondente

periodo dell’esercizio 2011. Al riguardo si segnala il completamento della commessa relativa al WTE di Rimini entrato

in funzione nel 2° semestre 2011. Per l’analisi degli investimenti si rinvia alle note di commento all’attivo della

situazione patrimoniale‐finanziaria e alla relazione sulla gestione.




101

12 Quota di utili (perdite) d’imprese collegate

1° semestrale 2012 1° semestrale 2011 Variazioni

Quote di utili 3.189 5.009 (1.820)

Quote di perdite (292) (286) (6)

Totale 2.897 4.723 (1.826)

Le “Quote di utili/perdite da imprese collegate” ricomprendono gli effetti generati dalla valutazione con il metodo del

patrimonio netto.

In particolare per quanto riguarda le “Quote di utili”, rispetto al 1° semestre 2011 si segnalano le seguenti variazioni:

Aimag Spa, 1.070 migliaia di euro al 30 giugno 2012 (2.668 migliaia di euro al 30 giugno 2011);

Sgr Spa, 1.810 migliaia di euro al 30 giugno 2012 (1.554 migliaia di euro al 30 giugno 2011);

Set Spa, 144 migliaia di euro al 30 giugno 2012 (653 migliaia di euro al 30 giugno 2011)..

Il decremento della quota di utile di Aimag Spa non è connesso alla fluttuazione del risultato della società, bensì alla

disponibilità dei bilanci trasmessi alla Capogruppo. Si da atto che per la valutazione a patrimonio netto della collegata

al 30 giugno 2011 sono stati utilizzati i valori desumibili dal bilancio della stessa al 31 dicembre 2010, resi disponibili

solo dopo l’approvazione del bilancio del Gruppo Hera, mentre già dal bilancio al 31 dicembre 2011 la collegata ha

predisposto e fornito al Gruppo una situazione economico‐patrimoniale alla data del bilancio. Ciò ha consentito il

riallineamento nella valutazione della collegata con conseguente variazione in diminuzione rispetto al corrispondente

periodo dell’esercizio precedente.

La “Quota di perdite” si riferisce alle società Refri Srl e Tamarete Energie Srl, rispettivamente per 99 migliaia di euro e

193 migliaia di euro.




102

13 Proventi e oneri finanziari

Proventi finanziari 1° semestre 2012 1° semestre 2011 Variazioni

Derivati su tassi 35.544 13.898 21.646

Proventi da valutazione a fair value di passività finanziarie 3.274 14.026 (10.752)

Banche 3.076 3.198 (122)

Clienti 2.459 1.740 719

Plusvalenze su partecipazioni e dividendi da altre imprese 106 38 68

Altri proventi finanziari 1.141 895 246

Totale 45.600 33.795 11.805

Oneri finanziari 1° semestre 2012 1° semestre 2011 Variazioni

Prestiti obbligazionari 48.147 42.588 5.559

Derivati su tassi 24.418 30.681 (6.263)

Oneri da valutazione a fair value di passività finanziarie 16.814 ‐ 16.814

Attualizzazione di fondi e leasing finanziari 7.015 7.379 (364)

Mutui passivi 5.746 5.420 326

Scoperti di conto corrente 1.661 1.441 220

Minusvalenze e svalutazione di partecipazioni 416 230 186

Altri oneri finanziari 6.051 4.233 1.818

Totale 110.268 91.972 18.296

La variazione della gestione finanziaria nel suo complesso è commentata nella relazione sulla gestione.

Di seguito sono commentate le voci più significative.

Per le voci “Proventi e oneri da valutazione al fair value di passività finanziarie” e “Derivati su tassi”, si rinvia alla nota

21 della situazione patrimoniale finanziaria.

Per quanto riguarda i “Prestiti obbligazionari” gli oneri sono costituiti per:

42.583 migliaia di euro da oneri effettivamente corrisposti (36.718 migliaia di euro al 30 giugno 2011);

5.564 migliaia di euro, da oneri generati dalla valutazione di tali passività finanziarie al costo ammortizzato

(5.870 migliaia di euro al 30 giugno 2011). In relazione a tale metodologia, si segnala che nel ricalcolo si è

ipotizzata la durata massima dei finanziamenti e che pertanto non vengano esercitate, alle scadenze previste

contrattualmente, le put option lungo la durata dei finanziamenti stessi.




103

L’incremento degli oneri rispetto al periodo precedente è imputabile principalmente alla variazione

dell’indebitamento finanziario netto che al 30 giugno 2012 risulta pari a 2.099 milioni di euro rispetto al 30 giugno

2011 pari a 1.971 milioni di euro.

Per un dettaglio dei prestiti obbligazionari sottoscritti da Hera Spa si rimanda alla nota 31 “ Banche e finanziamenti a

medio/lungo e a breve termine”.

“Plusvalenze su partecipazioni e dividendi da altre imprese”, 106 migliaia di euro, riguardano i dividendi percepiti nel

corso del 1° semestre 2012 dalle società Service Imola Srl e Banca di Credito Cooperativo.

“Minusvalenze e svalutazione di partecipazioni”, sono costituite da minusvalenze contabilizzate a seguito delle

seguenti operazioni:

cessione della partecipazione in Dyna Green Srl, 46 migliaia di euro;

chiusura della liquidazione delle società Solhar Bentivoglio Srl, Solhar Ferrara Srl, Solhar Modena Srl e Solhar

Faenza Srl complessivamente per 16 migliaia di euro;

esercizio del il diritto di recesso in Democenter Scral a seguito della trasformazione della società da

cooperativa a responsabilità limitata a fondazione per 29 migliaia di euro;

svalutazione della partecipazione in Wimaxer Spa, per 325 migliaia di euro a seguito della riduzione del

capitale sociale per copertura perdite pregresse.

Per quanto riguarda gli “Altri oneri finanziari” la voce comprende principalmente gli oneri sostenuti per cessione di

crediti pro‐soluto, 5.213 migliaia di euro rispetto ai 3.758 migliaia di euro al 30 giugno 2011.

La voce “Attualizzazione di fondi e leasing finanziari” è così composta:


Post mortem discariche 2.789 2.824 (35)

Trattamento di fine rapporto e altri benefici ai dipendenti 2.095 831 1.264

Ripristino beni di terzi 1.991 3.479 (1.488)

Leasing finanziari 140 245 (105)

Totale 7.015 7.379 (364)

L’incremento degli oneri finanziari del “Trattamento di fine rapporto e altri benefici ai dipendenti” rispetto al 1°

semestre 2011 è da attribuirsi alla modifica del metodo per la determinazione del tasso di attualizzazione utilizzato

nell’elaborazione dei calcoli attuariali a seguito del recepimento dei chiarimenti che l’Ordine degli Attuari ha diffuso

nel maggio del 2012.

Il decremento degli oneri finanziari relativi al “Ripristino beni di terzi” è da attribuirsi alla proroga della durata delle

concessioni relativamente ai servizi ambientali nelle province di Bologna e Firenze, al servizio idrico nelle province di

Pesaro‐Urbino e al gas nella provincia di Forlì Cesena. Tali concessioni erano previste in scadenza al 31 dicembre 2011.




104

14 Imposte del periodo

La composizione della voce è la seguente:


Imposte correnti (Ires, Irap e Imposta sostitutiva) 75.654 68.941 6.713

Imposte differite (950) 1.935 (2.885)

Imposte anticipate (7.871) (8.117) 246

Totale 66.833 62.759 4.074

Le imposte del periodo sono pari a 66.833 migliaia di euro rispetto alle 62.759 del 1° semestre 2011.

Il tax rate del 1° semestre 2012 è pari al 44,5% rispetto al corrispondente del 1°semestre 2011 pari al 43%.

La composizione delle imposte correnti è la seguente:

Imposte correnti 1° semestre 2012 1° semestre 2011 Variazioni

Ires 57.955 52.188 5.767

Irap 17.538 16.592 946

Imposta sostitutiva "scissione perimetro" 161 161 0

75.654 68.941 6.713

Nella determinazione delle imposte del periodo si sono tenuti in debita considerazione gli effetti derivanti dalla

riforma fiscale Ias introdotta dalla L. n. 244 del 24 dicembre 2007, e dai relativi decreti attuativi, D.M. del 1° aprile

2009, n. 48 e D.M. 8 giugno 2011, di coordinamento dei principi contabili internazionali con le regole di

determinazione della base imponibile dell’Ires e dell’Irap, previsto dall’art. 4, comma 7‐quater, del D.Lgs. 38/2005. In

particolare è stato applicato 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”.




105

Informativa sulla “moratoria fiscale”

In attuazione del decreto legge 15 febbraio 2007, n. 10, convertito nella legge 6 aprile 2007, n. 46, con il quale sono

state disciplinate le modalità di restituzione degli aiuti di stato dichiarati illegittimi dalla decisione 2003/193 del 5

giugno 2002 della Commissione UE, in data 6 aprile 2007 sono state notificate ad Hera Spa, in relazione alla posizione

relativa alla ex Seabo Spa, le comunicazioni‐ingiunzioni emesse dall’Agenzia delle Entrate territorialmente

competente, con la richiesta del pagamento di un importo complessivo pari a 22.313 migliaia di euro per periodi di

imposta dal 1997 al 1999 interessati dal recupero.

I ricorsi presentati alla Commissione Tributaria Provinciale di Bologna sono stati respinti con sentenze del 19 aprile

2008, eccezion fatta per il periodo d’imposta 2007 per il quale la Commissione ha ritenuto di riconoscere lo scomputo

delle ritenute d’acconto subite e del credito d’imposta riportato a nuovo dagli esercizi precedenti per 3.738 migliaia di

euro; pertanto, nel giugno 2008, è stato eseguito il pagamento di complessive 17.400 migliaia di euro. In seguito, in

data 11 settembre 2008, l’Agenzia delle Entrate ha notificato un’altra cartella di pagamento riguardante gli interessi

per il periodo di sospensione, pagata nel mese di dicembre 2008, per 660 migliaia di euro. In data 3 ottobre 2008 sono

stati proposti i ricorsi in appello, respinti, con sentenze depositate in data 29 gennaio 2010, dalla Commissione

Tributaria Regionale dell’Emilia Romagna, la quale, riformando le sentenze di primo grado, ha disconosciuto lo

scomputo delle ritenute d’acconto subite e del credito dei periodi d’imposta ante 2007; pertanto, in data 27 ottobre

2010, sono stati pagati ulteriori 7.455 migliaia di euro a tale titolo. In data 29 aprile 2010 sono stati presentati i ricorsi

per Cassazione; la discussione è avvenuta in data 24 gennaio 2012 e le relative sentenze sono state sfavorevoli.

Si fa presente che, secondo quanto stabilito dagli accordi fra i soci (e specificamente riportato nel prospetto

informativo di quotazione) all’atto dell’integrazione societaria che ha portato alla nascita di Hera Spa, gli enti locali si

erano impegnati “a indennizzare Hera Spa per ogni eventuale costo, perdita o danno subito dalla stessa in relazione a

provvedimenti normativi obbligatori che revochino le agevolazioni tributarie di cui la società e le società partecipanti

all’integrazione abbiano usufruito”. Pertanto, in relazione al sopra menzionato recupero non è stato contabilizzato

alcun costo; si segnala che alla data del 30 giugno 2012 i residui crediti da incassare nei confronti degli enti pubblici, in

relazione a tutti i pagamenti effettuati da Hera Spa per la posizione relativa alla ex Seabo Spa, ammontano a 361

migliaia di euro alla data del presente bilancio.

Decreto legge n.185/2008 e Decreto legge n.135/2009

L’art. 24 del decreto legge 29 novembre 2008, n. 185, convertito con modificazioni nella legge 28 gennaio 2009, n. 2,

interviene “al fine di dare completa attuazione” alla decisione della Commissione del 5 giugno 2002 più volte citata.

Riguardo a tale disposizione, il 30 aprile 2009 la Direzione Regionale dell’Emilia Romagna ha notificato tre avvisi di

accertamento che si riferiscono alla posizione della ex Meta per i periodi di imposta 1997, 1998 e 1999, per i quali in

data 8 maggio 2009 si é provveduto al pagamento di 4.823 migliaia di euro. In data 7 luglio 2009 sono stati depositati

presso la Commissione Tributaria Provinciale di Bologna i ricorsi avverso i suddetti avvisi di accertamento; nell’udienza

del 14 febbraio 2011, a seguito della riunificazione ai procedimenti di trattazione degli avvisi di accertamenti

integrativi, pendenti innanzi ad altra sezione della medesima Commissione, di cui si dirà nel prosieguo, tutti i

procedimenti sono stati rinviati a nuovo ruolo per tentare la conciliazione tra le parti.




106

L’art. 24 del decreto legge 29 novembre 2008, n. 185 è stato quindi modificato dall’art 19 del D.L. 25 settembre 2009,

n. 135, che ha aggiunto il comma 1‐bis all’art. 24 sopra citato. In data 2 ottobre 2009 la Direzione Regionale dell’Emilia

Romagna ha notificato due avvisi di accertamento per la società ex Meta Spa, relativi ai periodi d’imposta 1998 e

1999, ad “integrazione” di quelli già emessi in data 30 Aprile 2009, al fine di disconoscere le due variazioni in

diminuzione, precedentemente ammesse sulla base del parere fornito in data 28 Aprile 2009 dalla Presidenza del

Consiglio dei Ministri, condiviso con l’Avvocatura di Stato, relative alla quota di utili reimmessi nel circuito pubblico

per effetto della distribuzione agli enti locali soci ed alla ulteriore quota di utili realizzati nel settore dell’energia

elettrica. Le somme richieste ammontano a complessive 22.751 migliaia di euro.

In pari data, la Direzione Regionale dell’Emilia Romagna ha notificato quattro avvisi di accertamento per la società ex

Seabo Spa, relativi ai periodi di imposta dal 1997 al 1999, al fine di recepire i rilievi già contenuti nel processo verbale

di constatazione del 17 ottobre 2005 e dei quali non aveva potuto tener conto al momento dell’emissione delle

comunicazioni‐ingiunzioni del 6 Aprile 2007 poiché l’art. 1 del D.L. 15 febbraio 2007, n. 10 aveva attribuito all’Agenzia

delle Entrate, in quella sede, poteri di “mera liquidazione” delle dichiarazioni presentate dal contribuente. Le somme

richieste a tale titolo per la ex Seabo ammontano ad ulteriori 759 migliaia di euro.

Le somme complessivamente richieste per effetto della procedura prevista dall’art. 19 del D.L. n. 135/2009

ammontano quindi a 23.510 migliaia di euro e sono state pagate in data 20 ottobre 2009.

In data 27 novembre 2009 la Società ha presentato alla Commissione Tributaria Provinciale di Bologna i ricorsi per

l’annullamento degli avvisi di accertamento del 2 ottobre 2009 per entrambe le posizioni ex Seabo ed ex Meta. Per la

posizione ex Seabo la trattazione in pubblica udienza, avvenuta in data 26 gennaio 2011, il Collegio ha disposto il

rinvio a nuovo ruolo per tentare la conciliazione tra le parti. Le cause sono quindi state trattate all’udienza del 15

febbraio 2012 e sono state decise dalla CTP di Bologna, Sezione n. 17, con quattro sentenze, depositate il 23 febbraio

2012, con le quali sono stati accolti parzialmente i ricorsi della Società con riferimento alle riprese concernenti i fondi

post mortem delle discariche; attualmente le sentenze sono passate in giudicato. A tal riguardo si precisa che per

effetto degli accordi tra i soci sopra citati, le somme incassate a tale titolo dovranno essere restituite ai medesimi. Per

la posizione ex‐Meta la trattazione in pubblica udienza è avvenuta in data 14 febbraio 2011, con rinvio a nuovo ruolo

per tutti i procedimenti al fine di tentare la conciliazione tra le parti. La discussione delle controversie potrebbe essere

fissata all’inizio del 2013.

A parte i contenziosi ancora in essere, volti al recupero di quanto già pagato, l’intera vicenda “moratoria fiscale” deve

ritenersi conclusa, non prevedendosi futuri esborsi che generino impatti economici sui conti del Gruppo.




107

Informativa sugli avvisi di accertamento notificati nel 2010

In data 19 novembre e 22 dicembre 2010 sono stati notificati ad Hera Spa e ad Hera Comm Srl, in qualità di società

beneficiarie della scissione totale della società Hera Ferrara Srl con efficacia 31 dicembre 2009, sette avvisi, per il

primo ed il secondo livello di accertamento, relativi ad Ires ed Irap, a seguito della verifica fiscale sulla Società

operativa territoriale di Ferrara avente ad oggetto i periodi di imposta 2005, 2006 e 2007 (verifica conclusasi in data

16 settembre 2010 con il Processo verbale di constatazione del Nucleo di Polizia Tributaria di Ferrara).

I rilievi hanno ad oggetto sostanzialmente un mero errore intercorso nell’esercizio 2005 nella contabilizzazione di costi

intercompany tra Hera Ferrara Srl ed Hera Spa, che ha determinato una doppia registrazione del medesimo costo, pari

a circa 200 migliaia di euro. Tuttavia, nel successivo esercizio 2006, rilevato il suddetto errore di doppia

contabilizzazione del costo, si è proceduto alla correzione del medesimo mediante la contabilizzazione di una

sopravvenienza attiva di pari importo, regolarmente assoggettata a tassazione. Con la conseguenza che, in vigenza del

regime di tassazione consolidata, l’effetto della doppia deduzione del costo nel periodo d’imposta 2005 è stato

eliminato mediante la rilevazione contabile, e successiva imposizione, del medesimo come sopravvenienza attiva. In

data 13 gennaio 2011 sono state proposte istanze di accertamento con adesione, ai sensi dell’art. 6, comma 2, del

D.Lgs. n. 218 del 1997, alla Direzione Regionale dell’Emilia Romagna, Ufficio Grandi Contribuenti, concluse con esito

positivo per le società ed il pagamento delle sole sanzioni ridotte ad un quarto. Con riferimento alla medesima

fattispecie in data 27 dicembre 2011 è stato notificato avviso di accertamento ai fini dell’imposta sul valore aggiunto

riferita all’errore di contabilizzazione di cui si è detto per 40 mila euro; in data 29 febbraio 2012 la società ha

presentato ricorso per la sola imposta, procedendo alla definizione agevolata delle sanzioni; la discussione della

controversia potrebbe essere fissata entro la fine del 2012.

In data 29 dicembre 2010 sono stati notificati ad Hera Spa tre avvisi di accertamento per Ires, Irap ed Iva relativi al

periodo di imposta 2005, a seguito della verifica fiscale relativa al periodo di imposta 2005 conclusasi con il Processo

verbale di constatazione del 1° ottobre 2010 redatto dalla Guardia di Finanza, Nucleo di Polizia tributaria di Bologna. Il

PVC ha ad oggetto un rilievo relativo a servizi intercompany (c.d. spese di regia e relative all’utilizzo del marchio)

forniti da Hera Spa, in qualità di società controllante del Gruppo Hera, alla Società operativa Territoriale controllata di

Forlì‐Cesena, Hera Forlì‐Cesena Srl.

L’Amministrazione Finanziaria, pur ritenendo legittimo il criterio di ripartizione dei costi inizialmente stabilito dai

contratti intercompany, contesta la successiva riduzione delle percentuali di riaddebito delle spese di regia, qualificate

genericamente come management fee, a seguito di un successivo accordo intervenuto tra le parti, che ha rettificato i

criteri inizialmente previsti. Tale rettifica in diminuzione dei compensi dovuti per i servizi resi dalla capogruppo ha

comportato, ad avviso dell’Amministrazione Finanziaria, un’evasione d’imposta in capo ad Hera Spa, poiché il minor

riaddebito a titolo di management fee alla Sot di Forlì –Cesena ha fatto sì che tali costi rimanessero in capo ad Hera

Spa che li avrebbe pertanto “illegittimamente dedotti”, in assenza del requisito di inerenza, ai fini del calcolo della

propria base imponibile Ires ed Irap. Analogamente, il mancato addebito del canone per l’utilizzo del marchio del

“Gruppo Hera” avrebbe determinato un presunto minor ricavo in capo ad Hera Spa, rispetto a quello originariamente

previsto nel contratto intercompany, e dunque anche in questo caso si sarebbe determinata una evasione di imposta,

sia ai fini Ires ed Irap che ai fini Iva, contestata dall’Ufficio. In data 18 Febbraio 2011 la società ha proposto istanza di

accertamento con adesione, ai sensi dell’art. 6, comma 2, del D.Lgs. n. 218 del 1997, alla Direzione Regionale

dell’Emilia Romagna, Ufficio Grandi Contribuenti, concluse con esito negativo per la Società. Pertanto, in data 20

maggio 2011, sono stati presentati i relativi ricorsi alla Commissione Tributaria Provinciale di Bologna.




108

A seguito dei ricorsi presentati dalla Società l’Amministrazione Finanziaria, con atto notificato in data 17 agosto 2011,

annullava parzialmente in autotutela gli atti impositivi già emessi con riferimento alla componente di Ires inerente alle

royalties per l’utilizzo del marchio, nonché per la totalità del recupero effettuato ai fini Iva. Nelle more del processo

tributario è stata notificata, in data 4 gennaio 2012, la cartella esattoriale per l’iscrizione a titolo provvisorio, pari a

653 migliaia di euro, che la società ha provveduto a pagare in data 29 febbraio 2012. L’udienza innanzi alla

Commissione tributaria provinciale di Bologna è stata fissata per il 19 settembre 2012.

La Società ha ritenuto di non dover procedere ad alcun accantonamento al fondo rischi per gli avvisi di accertamento

in oggetto ritenendo le asserite violazioni contestate prive di fondamento. Ciò anche in base alla circostanza che le

società coinvolte hanno aderito, per il periodo in oggetto, al regime di tassazione di Gruppo ex artt. 117 e ss. del

T.U.I.R., a norma del quale la liquidazione dell’imposta effettivamente dovuta all’Erario avviene nella dichiarazione del

reddito del consolidato, sulla base della sommatoria algebrica dei redditi imponibili delle singole società aderenti al

regime. Pertanto, si ritiene, non potrà mai configurarsi evasione d’imposta in capo a ciascuna singola società.

Informativa sulle verifiche fiscali effettuate nel periodo d’imposta 2011

In data 29 settembre 2011 iniziava presso la Società una verifica fiscale ai fini delle imposte sui redditi e dell’Irap

condotta dalla Guardia di Finanza, Nucleo di Polizia Tributaria di Bologna. Le operazioni ispettive, terminate nel marzo

del 2012, hanno preso in esame, ai fini Ires ed Irap, i periodi di imposta dal 2006 al 2010, con particolare attenzione ai

rapporti economico‐ finanziari intrattenuti dalla Società con le Aato dei servizi pubblici. In data 24 ottobre 2011 veniva

redatto e rilasciato alla Società il processo verbale di constatazione per il solo periodo di imposta 2006, limitatamente

al presunto non corretto trattamento fiscale delle spese di funzionamento delle Aato. Secondo quanto affermato nel

p.v.c., i suddetti costi, per un ammontare complessivo, relativo al solo periodo di imposta 2006, di 2.581 migliaia di

euro, afferenti il funzionamento delle Aato, sarebbero da considerarsi, sulla base del combinato disposto degli artt.

148, comma 4, e 154, comma 1 del D.Lgs. 3 aprile 2006, n. 152, indeducibili per difetto di inerenza, ai sensi dell’art.

109 del T.U.I.R., all’attività di impresa svolta. La Società ha presentato osservazioni difensive, a seguito delle quali

l’Ufficio non ha dato seguito alla proposta di accertamento formalizzata nel p.v.c. della Guardia di Finanza.

In data 26 marzo 2012 veniva redatto successivo processo verbale di constatazione per i periodi di imposta dal 2006

al 2011, con particolare riferimento al trattamento Iva dei canoni relativi alla concessione in uso delle reti e degli

impianti ed i rimborsi delle rate di mutuo agli enti locali, nonché i canoni di affitto dei rami d’azienda o delle

concessioni di beni afferenti la gestione del servizio idrico integrato e la gestione del servizio rifiuti urbani addebitati

ad Hera Spa dalle società degli assets. Secondo quanto affermato nel p.v.c., i suddetti canoni afferenti l’utilizzo delle

infrastrutture sarebbero da considerarsi rilevanti ai fini Iva, con applicazione dell’aliquota ordinaria pro‐tempore

vigente del 20%. A ciò conseguirebbe, secondo quanto ritenuto dai verificatori, l’applicabilità in capo ad Hera Spa delle

sanzioni amministrative con riferimento alle fatture ricevute senza Iva, o con applicazione dell’aliquota ridotta del

10%. La Società ha presentato osservazioni difensive in data 31 maggio 2012 e l’Ufficio non ha al momento notificato

alcun avviso di accertamento.




109

Informativa sulle verifiche fiscali effettuate nel periodo d’imposta 2012

In data 7 marzo 2012 iniziava presso Herambiente Spa una verifica fiscale ai fini delle Imposte sui Redditi, dell’Iva e

dell’Irap condotta dall’Agenzia delle Entrate – Direzione Regionale dell’Emilia Romagna – Ufficio Grandi Contribuenti.

La verifica ha riguardato il periodo d’imposta 2009 e particolare oggetto di disamina, e successiva contestazione, è

stata la spettanza dell’agevolazione Irap di cui ai nn. 2), 3) e 4) del comma 1, lettera a) dell’art. 11 del D.Lgs. 446/97,

c.d. “cuneo fiscale”; ed anche, ai fini Irap, l’applicazione della norma di cui all’art 36, comma 7, del D.L. 223/2006

relativa all’ammortamento dei terreni. Inoltre, ai fini Iva, è stata contestata l’indebita detrazione dell’Iva

erroneamente addebitata da taluni fornitori sulle prestazioni di smaltimento dei rifiuti con aliquota del 20% e non del

10%. In data 22 maggio 2012 veniva consegnato il Processo Verbale di constatazione alla Società, che ha presentato le

osservazioni difensive contestandone integralmente il contenuto.

In data 12 giugno 2012 iniziava presso Hera Trading Srl una verifica fiscale ai fini delle Imposte sui Redditi, dell’Iva e

dell’Irap condotta dall’Agenzia delle Entrate – Direzione Regionale dell’Emilia Romagna – Ufficio Grandi Contribuenti.

La verifica ha riguardato il periodo d’imposta 2009 ed i periodi di imposta antecedenti e successivi allo stesso per gli

eventuali riflessi derivanti dalle operazioni collegate a tale annualità.

Particolare oggetto di disamina, e successiva contestazione, è stata l’applicazione dell’aliquota Irap maggiorata

prevista per l’attività di produzione e distribuzione di energia elettrica, gas e calore di cui all’art. 1 della L.R. Emilia

Romagna n. 19/2006. Ai fini Ires ed Irap è stata contestata alla Società l’omessa contabilizzazione di una

sopravvenienza attiva relativa alla presunta sopravvenuta insussistenza di debiti per fatture da ricevere contabilizzati

in esercizi precedenti, ai sensi dell’art. 88, comma 1, del T.U.I.R.. Particolare attenzione è stata posta dai verificatori al

trattamento Iva riservato dalla Società ai contratti derivati su commodities ed indici ad essi collegati, con particolare

riferimento alla qualificazione delle medesime operazioni quali “esenti” da Iva ai sensi dell’art. 10, comma 1, punto n.

4) del D.P.R. 633/72 e alla conseguente applicazione del pro‐rata di detraibilità dell’imposta ex art. 19, comma 5, del

D.P.R. 633/72. La contestazione alla società riguarda pertanto la qualificazione delle indicate operazioni sui derivati

come escluse dal calcolo del pro‐rata di detraibilità Iva in quanto operazioni senza dubbio “accessorie” alle operazioni

imponibili relative all’attività di commercio all’ingrosso di energia elettrica e gas naturale. La verifica ha riguardato

anche le spese e gli altri componenti negativi derivanti da operazioni intercorse con fornitori residenti in Paesi c.d.

“black list” e con società partecipate estere, senza rilevare alcuna irregolarità. In data 12 luglio 2012 è stato

consegnato il Processo Verbale di constatazione. Il Gruppo, sentiti anche i propri consulenti, ritiene di avere operato

correttamente considerata la natura delle operazioni poste in atto e che pertanto da tale contestazione non ne

derivino passività significative.




110

14.1 Utile per azione

Utile (perdita) dell'esercizio attribuibile ai possessori di azioni ordinarie dell'entità

capogruppo (A)76.943 71.398

Interessi passivi relativi alla componente passività di obbligazioni convertibili 1.218 1.232

Utile (perdita) rettificato dell'esercizio rettificato attribuibile ai possessori di azioni

ordinarie dell'entità capogruppo (B)78.161 72.630

Numero medio ponderato delle azioni in circolazione

ai fini del calcolo dell'utile (perdita) per azione:

‐ base (C) 1.102.232.451 1.109.771.408

‐ diluito (D) 1.178.568.329 1.186.107.286

Utile (perdita) per azione (in euro)

‐ base (A/C) 0,070 0,064

‐ diluito (B/D) 0,066 0,061

1° semestre 2012 1° semestre 2011

L’utile base per azione è calcolato relativamente al risultato economico attribuibile ai possessori di strumenti ordinari di

capitale dell’entità Capogruppo. L’utile diluito per azione tiene conto dell’emissione del prestito obbligazionario

convertibile di cui alla nota 31 .




111

15 Immobilizzazioni materiali

30‐giu‐2012di cui beni detenuti attraverso contratti di

leasing finanziario31‐dic‐2011

di cui beni detenuti attraverso contratti di

leasing finanziarioVariazioni

Terreni e fabbricati 398.736 10.574 398.860 11.113 (124)

Impianti e macchinari generici e specifici 1.222.849 2.992 1.227.184 4.939 (4.335)

Altri beni mobili 106.078 9.645 109.971 15.267 (3.893)

Immobilizzazioni in corso e acconti 167.028 148.461 18.567

Totale 1.894.691 23.211 1.884.476 31.319 10.215




112

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

composizione e variazione:

Euro migliaiaTerreni e

fabbricati

Impianti e

macchinariAltri beni mobili

Immobilizzazion

i in corso

Totale

immobilizzazioni

materiali

COSTO DI ACQUISIZIONE

Saldo al 31.12.2010 438.972 1.754.232 351.161 211.578 2.755.943

Incrementi 807 8.447 7.111 47.609 63.974

Disinvestimenti ‐ ( 1.366) ( 3.940) ( 71) ( 5.377)

Variazione area di consolidamento 6.835 21.009 698 ‐ 28.542

Riclassifiche e altre variazioni 1.137 8.024 2.514 ( 17.447) ( 5.772)

Saldo al 30.06.2011 447.751 1.790.346 357.544 241.669 2.837.310

AMMORTAMENTI ACCUMULATI

Saldo al 31.12.2010 70.279 608.902 236.530 ‐ 915.711

Ammortamenti dell'anno 4.726 43.358 13.177 ‐ 61.261

Disinvestimenti ‐ ( 764) ( 3.754) ‐ ( 4.518)

Variazione area di consolidamento 108 304 175 ‐ 587

Riclassifiche e altre variazioni 27 ( 5.956) ( 747) ‐ ( 6.676)

Saldo al 30.06.2011 75.140 645.844 245.381 ‐ 966.365

VALORE NETTO

Al 31 dicembre 2010 368.693 1.145.330 114.631 211.578 1.840.232

Al 30 giugno 2011 372.611 1.144.502 112.163 241.669 1.870.945


Saldo al 31.12.2011 477.712 1.918.710 357.547 148.459 2.902.428

Incrementi 3.637 7.124 8.376 40.872 60.009

Disinvestimenti ( 8.356) ( 4.598) ( 4.094) ( 1.207) ( 18.255)

Variazione area di consolidamento 2.240 14.412 7 5.166 21.825

Riclassifiche e altre variazioni 6.713 23.143 851 ( 26.262) 4.445

Saldo al 30.06.2012 481.946 1.958.791 362.687 167.028 2.970.452


Saldo al 31.12.2011 78.852 691.525 247.575 ‐ 1.017.952

Incrementi 5.689 47.191 12.874 ‐ 65.754

Disinvestimenti ( 1.523) ( 2.699) ( 3.947) ‐ ( 8.169)

Variazione area di consolidamento ‐ 381 2 ‐ 383

Riclassifiche e altre variazioni 192 ( 456) 105 ‐ ( 159)

Saldo al 30.06.2012 83.210 735.942 256.609 ‐ 1.075.761

VALORE NETTO

Al 31 dicembre 2011 398.860 1.227.185 109.972 148.459 1.884.476

Al 30 giugno 2012 398.736 1.222.849 106.078 167.028 1.894.691




113

Di seguito sono commentate la composizione e le principali variazioni all’interno di ciascuna categoria.

“Terreni e fabbricati”, pari a 398.736 migliaia di euro sono costituiti per 320.252 migliaia di euro da fabbricati e per

78.484 migliaia di euro da terreni. In relazione a questi ultimi, trattasi principalmente di immobili di proprietà sui quali

sorge la maggior parte dei siti e degli impianti produttivi. Gli incrementi sono principalmente relativi al

completamento della parte muraria della Centrale di Cogenerazione di Imola.

“Impianti e macchinari”, pari a 1.222.849 migliaia di euro (di cui impianti specifici 522.976 migliaia di euro, grandi

impianti specifici 580.331 migliaia di euro ed impianti generici 119.542 migliaia di euro) sono costituiti principalmente

dalle reti di distribuzione e dagli impianti relativi ai business non rientranti in regime di concessione e quindi,

principalmente: teleriscaldamento, energia elettrica sul territorio di Modena, smaltimento e trattamento rifiuti,

depurazione e compostaggio, recupero materia e trattamento chimico fisico, digestori anaerobici, oltre agli impianti di

trattamento dei rifiuti speciali. L’incremento del 1° semestre 2012 riflette principalmente l’estensione delle reti di

teleriscaldamento e cogenerazione in alcune zone di Bologna e Imola, la realizzazione e normalizzazione delle isole

ecologiche, nonché lavori di ampliamento sulle discariche attive e lavori di adeguamento eseguiti sul parco impianti

del Gruppo. Tra i decrementi si segnalano le dismissioni di contatori.

“Altri beni mobili”, pari a 106.078 migliaia di euro (di cui attrezzature 69.182 migliaia di euro, macchine elettroniche

6.664 migliaia di euro, arredi 4.673 migliaia di euro, automezzi 24.612 migliaia di euro ed autovetture 947 migliaia di

euro) comprendono le attrezzature, i cassonetti per lo smaltimento rifiuti, i mobili, le macchine elettroniche, le

autovetture e gli automezzi, comprese le macchine operatrici presso gli impianti per la movimentazione e la

compattazione dei rifiuti. Le dismissioni hanno riguardato prevalentemente cassonetti ed automezzi.

“Immobilizzazioni in corso e acconti”, pari a 167.028 migliaia di euro sono costituite principalmente dagli investimenti

realizzati per lo sviluppo del teleriscaldamento, della distribuzione di energia elettrica e da manutenzioni straordinarie

relative a immobili di struttura e impianti di termovalorizzazione. Altri interventi rilevanti riguardano l’impianto di

trattamento fanghi “disidrat new” di Ravenna, gli impianti “digest dry” presso i siti di compostaggio di Rimini e Lugo

(Ra), il nuovo impianto recupero scorie CIC di Modena, oltre alle opere di revamping della 3a linea del

termovalorizzatore di Modena.

Gli importi indicati alla voce “Variazione area di consolidamento”, per un netto di 21.442 migliaia di euro, sono

riferibili:

per 12.596 migliaia di euro agli impianti fotovoltaici ubicati a Copparo (Fe), Alfianello (Bs), Petriolo (Mc) e

Faenza (Ra), a seguito della fusione per incorporazione in Hera Energie Rinnovabili Spa delle società Amon

Srl, Esole Srl, Juwi Sviluppo Italia – 02 Srl e CTG Ra Srl.

per 8.846 migliaia di euro agli impianti afferenti la discarica di Finale Emilia (Mo), acquisiti a seguito del

controllo della società Feronia Srl.

Per un’analisi più puntuale degli investimenti del periodo si rinvia a quanto riportato nella relazione sulla gestione al

paragrafo 1.03.01.




114

16 Attività Immateriali

30‐giu‐2012 31‐dic‐2011 Variazioni

Diritti brevetto industriale e opere ingegno 29.903 30.761 (858)

Concessioni licenze marchi e simili 50.073 53.976 (3.903)

Servizi pubblici in concessione 1.484.091 1.487.399 (3.308)

Attività immateriali in corso e acconti, servizi

pubblici in concessione 178.032 156.164 21.868

Attività immateriali in corso e acconti 34.713 41.892 (7.179)

Altre 36.878 32.329 4.549

Totale 1.813.690 1.802.521 11.169




115

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

composizione e variazione:

Diritto di brevetto

industriale

Concessioni, licenze,

marchi e diritti simili

Servizi Pubblici in

Concessione

Attività Immateriali in corso e

acconti Servizi Pubblici in

Concessione

Attività Immateriali

in corso e accontiAltre

Totale Attività

immateriali


Saldo al 31.12.2010 165.669 238.716 1.849.943 139.614 33.828 71.462 2.499.232

Incrementi 1.510 99 11.428 49.639 5.383 2.433 70.492

Disinvestimenti ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ( 4.570) ( 4.570)

Variazione area di consolidamento ‐ ‐ 898 ‐ ‐ ‐ 898

Riclassifiche e altre variazioni 6.062 ( 31.571) 46.813 ( 16.083) ( 6.060) 646 ( 193)

Saldo al 30.06.2011 173.241 207.244 1.909.082 173.170 33.151 69.971 2.565.859


Saldo al 31.12.2010 135.284 157.939 433.132 ‐ ‐ 44.379 770.734

Ammortamenti dell'anno 7.914 5.911 34.631 ‐ ‐ 2.361 50.817

Disinvestimenti ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ( 1.793) ( 1.793)

Variazione area di consolidamento ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐

Riclassifiche e altre variazioni ‐ ( 15.712) 15.593 ‐ ‐ ( 27) ( 146)

Saldo al 30.06.2011 143.198 148.138 483.356 ‐ ‐ 44.920 819.612

Valore netto

Al 31 dicembre 2010 30.385 80.777 1.416.811 139.614 33.828 27.083 1.728.498

Al 30 giugno 2011 30.043 59.106 1.425.726 173.170 33.151 25.051 1.746.247


Saldo al 31.12.2011 183.937 207.711 2.006.908 156.164 41.892 81.523 2.678.135

Incrementi 908 397 8.598 46.700 5.632 1.213 63.448

Disinvestimenti ( 32) ‐ ‐ ‐ ‐ ( 530) ( 562)

Variazione area di consolidamento ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 252 252

Riclassifiche e altre variazioni 4.682 ( 297) 25.135 ( 24.832) ( 12.811) 5.963 ( 2.160)

Saldo al 30.06.2012 189.495 207.811 2.040.641 178.032 34.713 88.421 2.739.113


Saldo al 31.12.2011 153.176 153.735 519.509 ‐ ‐ 49.194 875.614

Ammortamenti dell'anno 6.434 4.275 36.661 ‐ ‐ 2.795 50.165

Disinvestimenti ( 18) ‐ ‐ ‐ ‐ ( 476) ( 494)

Variazione area di consolidamento ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 30 30

Riclassifiche e altre variazioni ‐ ( 272) 380 ‐ ‐ ‐ 108

Saldo al 30.06.2012 159.592 157.738 556.550 ‐ ‐ 51.543 925.423

Valore netto

Al 31 dicembre 2011 30.761 53.976 1.487.399 156.164 41.892 32.329 1.802.521

Al 30 giugno 2012 29.903 50.073 1.484.091 178.032 34.713 36.878 1.813.690




116

Di seguito sono commentate la composizione e le principali variazioni all’interno di ciascuna categoria.

“Diritti di brevetto industriale e opere ingegno”, pari a 29.903 migliaia di euro sono relativi principalmente ai costi

sostenuti per l’acquisto e l’implementazione dei sistemi informativi Sap R/3 ECC6 e relativi applicativi. Tali costi sono

ammortizzati in cinque anni.

“Concessioni, licenze, marchi e diritti simili”, pari a 50.073 migliaia di euro costituite in massima parte dal valore dei

diritti riferibili alla Capogruppo Hera Spa relativi agli impianti del gas, idrico e depurazione. La diminuzione di tale voce

è rappresentata in parte dal passaggio da “Concessioni licenze marchi e diritti simili”, a “Servizi pubblici in

concessione” dei beni relativi al servizio depurazione nei comuni di Monte San Pietro, come previsto dai relativi

contratti, a seguito del raggiungimento della scadenza della concessione medesima e in parte dalla quota di

ammortamento del periodo.

“Servizi pubblici in concessione”, pari a 1.484.091 migliaia di euro costituiti dai beni relativi ai business del gas, acqua,

depurazione, fognatura, pubblica illuminazione su tutto il territorio gestito dal Gruppo Hera e distribuzione di energia

elettrica sul solo territorio di Imola. I beni sono relativi principalmente a reti di distribuzione e impianti. Tale voce

comprende inoltre le spese incrementative su tali beni, i crediti verso le società degli asset, nonché le riclassifiche di

valori dalla voce “Concessioni, licenze, marchi e diritti simili”, a seguito della scadenza della concessione relativa al

comune di Monte San Pietro di cui si è detto più sopra.

“Attività immateriali in corso e acconti ‐ Servizi pubblici in concessione”, pari a 178.032 migliaia di euro si riferiscono ai

medesimi beni descritti più sopra che risultano ancora da ultimare alla data di fine periodo.

“Attività immateriali in corso e acconti”, pari a 34.713 migliaia di euro costituite principalmente da progetti informatici

non ancora ultimati.

“Altre”, pari a 36.878 migliaia di euro principalmente costituite da oneri diversi ad utilità pluriennale, diritti di

godimento ed utilizzazione di reti ed infrastrutture per il passaggio e la posa in opera di reti di telecomunicazione in

fibra ottica. Accolgono inoltre le spese sostenute per le richieste di certificazioni AIA (Autorizzazioni Integrate

Ambientali) degli impianti WTE e delle discariche.

La voce “Variazione area di consolidamento”, pari a un valore netto di 222 migliaia di euro è da attribuire interamente

alla quota di pertinenza del Gruppo delle “Altre immobilizzazioni immateriali” a seguito della fusione per

incorporazione in Hera Energie Rinnovabili delle società Amon Srl, Esole Srl, Juwi Sviluppo Italia – 02 Srl e CTG Ra Srl,

con effetti decorrenti dal 1°gennaio 2012.

Le operazioni di cui sopra sono commentate nel paragrafo “variazione perimetro di consolidamento” di cui alle

presenti note.




117

17 Avviamento


Avviamento 321.168 320.972 196

Avviamento da procedura di consolidamento 56.735 56.788 (53)

Totale 377.903 377.760 143

Di seguito si dettagliano i principali valori:

avviamento residuo dell’operazione di integrazione che nel 2002 ha dato origine a Hera Spa, 81.258 migliaia

di euro;

avviamento relativo all’integrazione di Agea Spa avvenuta nell’esercizio 2004, 41.659 migliaia di euro. Tale

avviamento rappresenta l’eccedenza del costo di acquisizione rispetto ai valori correnti della quota di Gruppo

delle attività e passività iscritti. In particolare, per quanto concerne il valore corrente delle azioni di Hera Spa

emesse a seguito dell’aumento di capitale a servizio della fusione per incorporazione di Agea Spa, tale valore è

stato determinato, nel rispetto di quanto previsto dall’Ifrs 3, prendendo come riferimento la data a partire

dalla quale si è determinato l’effettivo controllo di Agea Spa (1° gennaio 2004);

avviamento e avviamento da procedura di consolidamento relativi all’operazione di integrazione del Gruppo

Meta, 117.686 migliaia di euro. L’avviamento, iscritto come attività e valutato inizialmente al costo,

rappresenta l’eccedenza del costo di acquisizione rispetto alla quota di Gruppo nei valori correnti delle attività

e passività iscritti. In particolare, per quanto concerne il valore corrente delle azioni di Hera Spa emesse a

seguito dell’aumento di capitale a servizio della fusione per incorporazione di Meta Spa , tale valore è stato

determinato alla data di fine esercizio 2005 individuata come la data a partire dalla quale si è determinato

l’effettivo controllo di Meta Spa;

avviamento relativo all’operazione di integrazione di Geat Distribuzione Gas Spa in Hera Spa. Tale avviamento,

pari a 11.670 migliaia di euro, rappresenta l’eccedenza del costo di acquisizione rispetto alla quota di Gruppo

nei valori correnti delle attività e passività iscritti alla data del 1° gennaio 2006 (data a partire dalla quale si è

determinato l’effettivo controllo da parte di Hera Spa);

avviamento relativo all’operazione di integrazione di Sat Spa. Tale avviamento, pari a 54.883 migliaia di euro,

rappresenta l’eccedenza del costo di acquisizione rispetto alla quota di Gruppo nei valori correnti delle attività

e passività iscritti. In particolare, per quanto concerne il valore corrente delle azioni di Hera Spa emesse a

seguito dell’aumento di capitale a servizio della fusione per incorporazione di Sat Spa, tale valore è stato

determinato con riferimento alla data del 1° gennaio 2008, data nella quale si sostanzia l’efficacia

dell’operazione.




118

L’incremento rispetto all’esercizio precedente è dovuto all’acquisizione del ramo d’azienda per la “fornitura di

collegamenti alla rete internet mediante connessione wireless a banda larga” nei territori di alcuni comuni della

Romagna da parte di Geosat Srl.

I principali “Avviamenti da procedura di consolidamento” derivano dalle seguenti società consolidate integralmente:

Marche Multiservizi Spa, 20.790 migliaia di euro;

Hera Comm Marche Srl, 4.565 migliaia di euro.

Medea Spa, 3.069 migliaia di euro;

Asa Scpa, 2.789 migliaia di euro;

Hera Luce Srl, 2.328 migliaia di euro;

Gastecnica Galliera Srl, 2.140 migliaia di euro;

Nuova Geovis Spa, 1.775 migliaia di euro.

Il decremento rispetto all’esercizio precedente è dovuto al cambiamento del metodo di consolidamento della società

FlameEnergy Trading Gmbh come indicato nel paragrafo area di consolidamento delle presenti note. Il valore

dell’avviamento è ora incluso nel valore della rispettiva partecipazione (vedi nota 19 “Partecipazioni).

Le voci residuali di avviamenti e avviamento da procedura di consolidamento si riferiscono ad operazioni minori.




119

18 Partecipazioni


Controllate non consolidate

Calor Più Italia Scrl 6 6 ‐

Consorzio Frullo 4 4 ‐

Hera Servizi Cimiteriali Srl 0 20 (20)

Solhar Alfonsine Srl 5 5 ‐

Solhar Bentivoglio Srl in liquidazione 0 5 (5)

Solhar Faenza Srl in liquidazione 0 5 (5)

Solhar Ferrara Srl in liquidazione 0 5 (5)

Solhar Modena Srl in liquidazione 0 5 (5)

Solhar Piangipane Srl 5 5 ‐

Solhar Ravenna Srl 5 5 ‐

Solhar Rimini Srl 5 5 ‐

Sviluppo Ambiente Toscana Srl 10 0 10

Totale 40 70 (30)

Collegate

Aimag Spa 39.476 39.910 (434)

Dyna Green Srl 0 37 (37)

Feronia Srl 0 705 (705)

FlamEnergy Trading Gmbh 1.686 0 1.686

Ghirlandina Solare Srl 47 65 (18)

Modena Network Spa 1.203 1.201 2

Refri Srl 2.313 2.413 (100)

Set Spa 36.087 35.860 227

Sgr Servizi Spa 17.036 17.111 (75)

Sei Spa 702 702 ‐

So.Sel Spa 632 600 32

Tamarete Energia Srl 3.305 3.498 (193)

Altre minori 35 288 (253)

Totale 102.522 102.390 132

Altre imprese

Calenia Energia Spa 9.073 9.073 ‐

Energia Italiana Spa 13.233 13.233 ‐

Galsi Spa 10.524 10.524 ‐

Altre minori 422 575 (153)

Totale 33.252 33.405 (153)

Totale Partecipazioni 135.814 135.865 (51)




120

Partecipazioni in società controllate non consolidate

Di seguito sono riportate le principali variazioni rispetto al 31 dicembre 2011.

Hera Servizi Cimiteriali Srl, società divenuta operativa a seguito del conferimento da parte di Hera spa del

ramo relativo alle attività cimiteriali e onoranze funebri avvenuto in data 1° maggio 2012. La società viene

consolidata integralmente.

Solhar Bentivoglio Srl in liquidazione, Solhar Faenza Srl in liquidazione, Solhar Ferrara Srl in liquidazione e

Solhar Modena Srl in liquidazione, in data 7 febbraio 2012 Herambiente Spa acquista da Energetica Spa il

49% del capitale sociale delle società divenendone così socio unico. In seguito a tale operazione le società

vengono poste in liquidazione e cancellate dal registro delle imprese in data 27 giugno 2012.

Hera Spa e Herambiente Spa a seguito dell’aggiudicazione della gara indetta da Quadrifoglio Spa per la

realizzazione di un impianto di smaltimento rifiuti a Firenze, hanno costituito Sviluppo Ambiente Toscana Srl,

società avente per oggetto lo sviluppo, progettazione e realizzazione di interventi e investimenti relativi ai

servizi ambientali, non ancora operativa alla data del 30 giugno 2012, della quale detengono rispettivamente

il 95% e il 5% del capitale. Nell’ambito della medesima operazione, in data 16 maggio 2012, Sviluppo

Ambiente Toscana Srl e Quadrifoglio Spa hanno poi costituito Q.Thermo Srl, società avente ad oggetto la

progettazione, la realizzazione e la gestione del termovalorizzatore di Sesto Fiorentino, della quale detengono

rispettivamente il 40% ed il 60% del capitale sociale.

Partecipazioni in società collegate

Le variazioni rispetto al 31 dicembre 2011 delle quote detenute in Aimag Spa, Set Spa, Sgr Servizi Spa e Tamarete

Energia Srl, riflettono il recepimento degli utili/perdite pro‐quota consuntivati dalle rispettive società.

In merito a FlamEnergy Trading Gmbh, a far data dal 1° gennaio 2012 la società viene consolidata con il metodo del

patrimonio netto a seguito di una considerevole riduzione dell’attività svolta che ha determinato la limitata

significatività dei valori apportati al consolidato. Al 31 dicembre 2011 la società era consolidata con il metodo

proporzionale.

In data 31 gennaio 2012 il Gruppo ha acquistato da Sorgea Srl un’ulteriore quota del 30% del capitale sociale di

Feronia Srl, società operante nel settore ambientale, detenendo così una partecipazione pari al 70% del capitale. La

società viene ora consolidata integralmente mentre al 31 dicembre 2011 era valutata a patrimonio netto.

In data 13 marzo 2012 il Gruppo ha ceduto l’intera partecipazione detenuta in Dyna Green Srl, società operante nel

settore della ricerca e sviluppo di fonti di acquisto di idrocarburi, determinando l’uscita della società dal perimetro di

consolidamento.

La variazione nelle “Altre minori” è dovuta alla svalutazione della partecipazione in Oikothen Scarl. L’assemblea dei

soci del 29 giugno 2012 ha deliberato una riduzione del capitale sociale a copertura delle perdite maturate e

contestualmente, lo scioglimento della società. Conseguentemente la relativa partecipazione è stata quindi azzerata

mediante il parziale utilizzo del fondo costituito al 31 dicembre 2011.




121

19 Attività finanziarie


Crediti per finanziamenti verso società collegate e altre 13.861 10.621 3.240

Titoli a reddito fisso 309 309 0

Crediti per mutui da incassare e commissioni anticipate 89 109 (20)

Totale 14.259 11.039 3.220

“Crediti per finanziamenti verso società collegate e altre”, comprende finanziamenti infruttiferi, o regolati a tassi di

mercato, concessi alle seguenti società:


Set Spa 6.939 5.964 975

Sei Spa 3.388 3.348 40

Oikothen Scarl 2.572 322 2.250

Modena Network Spa 960 960 0

Dyna Green ‐ 25 (25)

Altre minori 2 2 ‐

Totale 13.861 10.621 3.240

Di seguito sono riportate le variazioni rispetto al 31 dicembre 2011:

Sei Spa, un’ulteriore erogazione avvenuta in giugno 2012 di 40 migliaia di euro;

Set Spa, un’ulteriore erogazione avvenuta in giugno 2012 di 975 migliaia di euro;

Oikothen Scarl in liquidazione, per un’ulteriore erogazione avvenuta in gennaio 2012 di 2.250 migliaia di

euro;

Dyna Green, estinzione del finanziamento a seguito della cessione della partecipazione.




122

20 Attività fiscali differite


Imposte anticipate 108.371 100.987 7.384

Crediti per imposta sostitutiva 4.244 4.516 (272)

Totale 112.615 105.503 7.112

Le “Imposte anticipate” sono generate dalle differenze temporanee tra l’utile di bilancio e l’imponibile fiscale,

principalmente in relazione alle voci: “fondo svalutazione crediti tassato”, “fondi tassati per rischi e oneri” e

“ammortamenti civili maggiori di quelli fiscalmente rilevanti”. Tale voce comprende inoltre le “imposte anticipate” che

si sono generate in seguito all’applicazione dei principi contabili internazionali.

“Crediti per imposta sostitutiva”, sono relativi principalmente all’imposta corrisposta per l’affrancamento

dell’avviamento 2002 che si configura quale anticipo della fiscalità corrente.




123

21 Strumenti finanziari – derivati

NozionaleFair Value

Attività

Fair Value

PassivitàNozionale

Fair Value

Attività

Fair Value

Passività

Derivati su tassi

‐ Interest rate Swap 2 Finanziamenti 502,1 mln 47.133 502,3 mln 18.864


‐ Interest rate Option 2 Finanziamenti 8,3 mln 631 9,1 mln 666

Totale derivati su tassi 47.133 25.499 18.864 17.657

Derivati su cambi

(operazioni finanziarie)

‐ Cross Currency Swap 2 Finanziamenti 20 mld JPY 65.862 20 mld JPY 61.684

Totale derivati su cambi (operazioni finanziarie) 65.862 0 61.684 0

Totale 112.995 25.499 80.548 17.657

31‐dic‐11Attività / Passività non correnti

€ / 000

Gerarchia

fair value

Sottostante

coperto

30‐giu‐12

NozionaleFair Value

Attività

Fair Value

PassivitàNozionale

Fair Value

Attività

Fair Value

Passività

Derivati su tassi

‐ Interest rate Swap 2 Finanziamenti 3,9 mln 22


‐ Interest rate Option 2 Finanziamenti 3,6 mln 105

Totale derivati su tassi 0 1.969 22 4.817

Derivati su commodity

‐ Swap 2 Gas Hub Esteri 600.800 MWh 1.294

‐ Swap 2 Petrolio Greggio 625.500 Bbl 4.695 1.232.300 Bbl 4.866

‐ Swap 2 Commodity 259.500 Ton 11.986 21.550 Ton 562

‐ Swap 2Formule Energia

Elettrica5.122.291 MWh 21.103 3.833.855 MWh 32.782

‐ Swap 2Formula

Combustibili131.760 MWh 392 153.590 MWh 610

‐ Swap 2 Petrolio Greggio 533.200 Bbl 2.949 508.300 Bbl 1.694

‐ Swap 2 Commodity 53.300 Ton 2.599 163.250 Ton 3.274

‐ Swap 2Formule Energia

Elettrica5.069.979 MWh 25.305 2.992.735 MWh 35.548

‐ Swap 2Formula

Combustibili21.590 MWh 103

Totale derivati su commodity 39.470 30.956 38.820 40.516

Derivati su cambi

(operazioni commerciali)

‐ Swap 2Tasso di Cambio

EUR/USD95,5 mln Usd 3.581 68,5 mln Usd 1.800

‐ Swap 2Tasso di Cambio

EUR/USD80,0 mln Usd 3.200 55,5 mln Usd 2.377

Totale derivati su cambi (operazioni commerciali) 3.581 3.200 1.800 2.377

Totale 43.051 36.125 40.642 47.710

31‐dic‐11Attività / Passività correnti

€ / 000

Gerarchia

fair value

Sottostante

coperto

30‐giu‐12




124

Gli strumenti finanziari derivati classificati nelle attività non correnti ammontano a 112.995 migliaia di euro (80.548

migliaia di euro al 31 dicembre 2011); si riferiscono per 47.133 migliaia di euro a derivati su tassi e 65.862 migliaia di

euro a derivati su cambi relativi ad operazioni di finanziamento. Gli strumenti finanziari derivati classificati nelle

passività non correnti ammontano a 25.499 migliaia di euro (17.657 migliaia di euro al 31 dicembre 2011) e sono

interamente relativi a derivati su tassi.

Gli strumenti finanziari iscritti tra le attività e passività correnti rappresentano i contratti derivati la cui realizzazione

è prevista entro l’esercizio successivo. Gli strumenti finanziari derivati classificati nelle attività correnti ammontano a

43.051 migliaia di euro (40.642 migliaia di euro al 31 dicembre 2011); si riferiscono per 39.470 migliaia di euro a

derivati su commodity e per 3.581 migliaia di euro a derivati su cambi relativi ad operazioni commerciali. Gli strumenti

finanziari derivati classificati nelle passività correnti ammontano a 36.125 migliaia di euro (47.710 migliaia di euro al

31 dicembre 2011); si riferiscono per 1.969 migliaia di euro a derivati su tassi, per 30.956 migliaia di euro a derivati su

commodity e per 3.200 migliaia di euro a derivati su cambi relativi ad operazioni commerciali.

Relativamente ai derivati su tassi correnti e non correnti, al 30 giugno 2012, l’esposizione netta del Gruppo risulta

essere positiva per 19.665 migliaia di euro, rispetto ad un’esposizione negativa di 3.588 migliaia di euro al 31 dicembre

2011. La variazione significativamente positiva del fair value rispetto all’esercizio precedente è riconducibile

prevalentemente alla flessione della curva dei tassi nell’ambito delle tipologie di coperture poste in essere e in misura

minore alla realizzazione di flussi di cassa, in corrispondenza delle scadenze contrattuali, associati a derivati che

presentavano fair value negativo al 31 dicembre 2011.

Il fair value dei derivati sottoscritti a copertura del tasso di cambio e del fair value dei finanziamenti in valuta, al 30

giugno 2012, risulta essere positivo per 65.862 migliaia di euro rispetto ad una valutazione anch’essa positiva, pari a

61.684 migliaia di euro, al 31 dicembre 2011. L’incremento di fair value registrato nel periodo è da ricondurre

all’andamento delle curve dei tassi, dato un tasso di cambio euro / yen giapponese sostanzialmente invariato rispetto

al 31 dicembre 2011.

Al 30 giugno 2012 il fair value netto dei derivati su commodity e dei derivati su cambi relativi ad operazioni

commerciali risulta essere positivo e pari a 8.895 migliaia di euro, rispetto ad un fair value negativo di 2.273 migliaia di

euro al 31 dicembre 2011. La variazione del fair value registrata nel periodo è ascrivibile alla dinamica dei prezzi delle

commodity in relazione alla tipologia di operazioni di copertura poste in essere e ad una contestuale variazione dei

volumi oggetto di copertura. In particolare l'incremento di valore dei nozionali di attività e passività, rispetto al 31

dicembre 2011, è riconducibile alla natura dell'attività di trading, che si esplica in contratti di durata annuale con

scadenza entro il termine dell’esercizio.




125

Il fair value degli strumenti finanziari, sia su tassi di interesse sia su tassi di cambio, è desunto da quotazioni di

mercato; in assenza di prezzi quotati in mercati attivi si utilizza il metodo dell’attualizzazione dei flussi di cassa futuri

prendendo a riferimento parametri osservabili sul mercato. I fair value dei contratti derivati su commodity sono

determinati utilizzando input direttamente osservabili sul mercato. Tutti i contatti derivati stipulati dal Gruppo sono in

essere con primarie controparti istituzionali.

Gli strumenti finanziari derivati su tassi e cambi in essere al 30 giugno 2012, sottoscritti a copertura di finanziamenti,

possono essere distinti nelle seguenti classi (importi in migliaia di euro) :

NozionaleFair Value

Attività

Fair Value

PassivitàProventi Oneri Nozionale

Fair Value

Attività

Fair Value

PassivitàNozionale

Fair Value

Attività

Fair Value

PassivitàProventi Oneri

‐ Cash Flow Hedge Finanziamenti 374,2 mln 0 15.963 1 5.501 386,2 mln 0 18.117 387,8 mln 0 15.348 40 5.946

‐ Fair Value Hedge Finanziamenti 649,8 mln 112.994 11.477 35.382 18.858 649,8 mln 80.548 4.191 649,8 mln 26.628 10.299 13.363 24.265

‐ Non Hedge Accounting Finanziamenti 6,1 mln 1 28 161 59 18,3 mln 22 166 37,2 mln 61 374 495 470

Totale 112.995 27.468 35.544 24.418 80.570 22.474 26.689 26.021 13.898 30.681

30‐giu‐1130‐giu‐12Derivati di copertura su

tassi / cambi (operazioni

finanziarie)

Sottostante

31‐dic‐11

I derivati su tassi d’interesse identificati come coperture di flussi finanziari (cash flow hedge) presentano un

nozionale residuo di 374,2 milioni di euro (386,2 milioni di euro al 31 dicembre 2011), a fronte di finanziamenti a tasso

variabile di analogo importo.

I proventi e gli oneri associati a tale classe di derivati sono relativi prevalentemente ai flussi di cassa realizzati e alla

rilevazione della quota di competenza dei flussi futuri, che si manifesteranno finanziariamente nel periodo successivo.

Al 30 giugno 2012 la ripartizione degli oneri netti relativi a derivati classificati come cash flow hedge, pari a 5.500 euro

migliaia, risulta essere la seguente:

Coperture Cash Flow Hedge 30‐giu‐12 30‐giu‐11

€/000 Proventi / (Oneri) Proventi / (Oneri)

‐ Cash Flow realizzati ‐5.116 ‐6.121

‐ Accrued Interest ‐337 238

‐ Quota inefficacia ‐47 ‐23

Totale ‐5.500 ‐5.906

La riduzione degli oneri finanziari netti rispetto allo stesso periodo dell’esercizio precedente (vedasi nota 13 “Proventi

e oneri finanziari”) è da ricondurre in via principale alla dinamica (nel contesto delle coperture designate) dei tassi di

interesse. L’intervallo compreso tra il termine dell’esercizio 2011 ed i primi mesi dell’esercizio 2012 è stato infatti

caratterizzato da tassi euribor più elevati rispetto a quelli del periodo di confronto, generando un effetto positivo

nell’ambito delle coperture a tasso fisso poste in essere. Un ulteriore fattore che ha contribuito, seppur in via

marginale, alla diminuzione dei flussi finanziari netti pagati è rappresentato dalla progressiva riduzione del nozionale

di alcuni derivati associati a finanziamenti in fase di rimborso.

La quota di inefficacia, relativa a questa classe di derivati su tassi, ha comportato l’iscrizione a conto economico di

oneri netti per complessivi 47 migliaia di euro. Tutte le relazioni di copertura tra i predetti contratti derivati e le

relative passività sottostanti, qualificandosi come “Cash Flow Hedge”, hanno comportato l’iscrizione nel patrimonio

netto del Gruppo di una specifica riserva negativa per 6.612 migliaia di euro al netto del relativo effetto fiscale.

I derivati su tassi di interesse e su tassi di cambio, identificati come coperture del fair value di passività iscritte a

bilancio (fair value hedge), presentano un nozionale residuo di 649,8 milioni di euro (invariato rispetto al 31 dicembre

2011) a fronte di finanziamenti di analogo importo. In presenza di finanziamenti in valuta, il nozionale espresso in euro




126

del derivato rappresenta la conversione al tasso di cambio originario oggetto di copertura. Nello specifico, le passività

finanziarie oggetto di copertura risultano essere un prestito obbligazionario espresso in yen giapponesi avente un

nozionale residuo di 20 miliardi e un bond decennale a tasso fisso da 500 milioni di euro. Tali derivati hanno

determinato l’iscrizione di proventi finanziari per 35.382 migliaia di euro ed oneri finanziari per 18.858 migliaia di

euro; va segnalato che contemporaneamente si è proceduto alla valutazione al fair value dei finanziamenti sottostanti

rilevando oneri finanziari netti per 13.540 migliaia di euro.

Al 30 giugno 2012 la ripartizione di proventi ed oneri riferiti a derivati classificati come fair value hedge e relative

passività sottostanti valutate al fair value risulta essere la seguente:

Coperture Fair Value Hedge

€/000 Proventi Oneri Totale Proventi Oneri Totale

‐ Valutazione derivati 20.825 ‐7.285 13.540 0 ‐14.026 ‐14.026

‐ Accrued Interest 11.622 0 11.622 10.762 0 10.762

‐ Cash Flow realizzati 2.935 ‐11.573 ‐8.638 2.601 ‐10.239 ‐7.638

‐ Quota inefficacia 0 0 0 0 0 0

Totale effetto economico derivati 35.382 ‐18.858 16.524 13.363 ‐24.265 ‐10.902

30‐giu‐12 30‐giu‐11

Sottostanti coperti

€/000 Proventi Oneri Totale Proventi Oneri Totale

Valutazione passività finanziarie 3.274 ‐16.814 ‐13.540 14.026 0 14.026

Totale 3.274 ‐16.814 ‐13.540 14.026 0 14.026

30‐giu‐12 30‐giu‐11

L’effetto economico associato a tale tipologia di coperture risulta sostanzialmente in linea rispetto all’esercizio

precedente; la leggera flessione registrata nei proventi netti è riconducibile ai livelli più elevati dei tassi euribor,

registrati tra il termine dell’esercizio 2011 ed i primi mesi dell’esercizio 2012, rispetto a quelli del periodo di confronto.

I restanti derivati su tassi d’interesse non in hedge accounting risultano avere un nozionale residuo di 6,1 milioni di

euro (18,3 milioni di euro al 31 dicembre 2011); parte di questi contratti discende da operazioni di mirroring

effettuate negli esercizi precedenti in un’ottica di ristrutturazione del portafoglio derivati. I restati contratti, che in

base ai criteri previsti dai principi contabili internazionali non possono essere gestiti in hedge accounting, sono

comunque stati posti in essere esclusivamente con finalità di copertura.




127

Gli strumenti finanziari derivati su commodity in essere al 30 giugno 2012 possono essere distinti nelle seguenti classi

(importi in migliaia di euro) :

Fair Value

Attività

Fair Value


Fair Value

Attività

Fair Value

Passività

Fair Value

Attività

Fair Value


‐ Cash Flow HedgeFormule energia

elettrica0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

‐ Non Hedge AccountingOperazioni su

Commodity43.051 34.156 51.247 41.896 40.620 42.893 21.548 15.455 26.432 12.575

Totale 43.051 34.156 51.247 41.896 40.620 42.893 21.548 15.455 26.432 12.575

30‐giu‐1130‐giu‐12

Derivati su commodity / cambi

(operazioni commerciali)Sottostante

31‐dic‐11

Alla data di chiusura non risultano in essere derivati su commodity rilevati in hedge accounting.

I derivati su commodity classificati come non hedge accounting includono anche contratti posti in essere con finalità

di sostanziale copertura, ma che in base agli stringenti criteri definiti dai principi internazionali non possono essere

qualificati formalmente come hedge accounting. Tali contratti generano comunque proventi e oneri riferibili a

maggiori/minori costi di acquisto delle materie prime e come tali classificati tra i costi operativi.

Complessivamente tali derivati, nel primo semestre 2012, hanno generato proventi per 51.247 migliaia di euro ed

oneri per 41.896 migliaia di euro, con un effetto positivo netto a conto economico netto pari a 9.351 migliaia di euro,

rispetto ad un effetto positivo netto di 13.857 migliaia di euro al 30 giugno 2011. La significativa variazione dell’effetto

economico netto è collegata alla variazione del fair value, le cui motivazioni sono state illustrate precedentemente. È

importante sottolineare che l’effetto economico del realizzo di tali contratti di commodity swap risulta

sostanzialmente bilanciato da una variazione dei costi di acquisto delle materie prime, alla cui analisi si rimanda per

completezza di trattazione.

Rischio tasso d’interesse e Rischio valuta su operazioni di finanziamento

Il fabbisogno finanziario del Gruppo viene soddisfatto facendo anche ricorso a risorse esterne sotto forma di debito. Il

costo delle varie forme di finanziamento può essere influenzato dalle variazioni dei tassi d’interesse di mercato con

conseguente effetto sull’entità degli oneri finanziari netti. Parimenti le fluttuazioni del livello dei tassi d’interesse

influiscono anche sul valore di mercato delle passività finanziarie. Nel caso di finanziamenti espressi in valuta estera, il

costo può inoltre essere influenzato dall’oscillazione dei tassi di cambio con ulteriore effetto sugli oneri finanziari

netti. Per mitigare il rischio di volatilità dei tassi di interesse e contemporaneamente garantire un corretto

bilanciamento tra indebitamento a tasso fisso e indebitamento a tasso variabile, il Gruppo ha stipulato strumenti

derivati di copertura su tassi (Cash Flow Hedge e Fair Value Hedge) a fronte di parte delle proprie passività finanziarie.

Allo stesso tempo, per mitigare il rischio di fluttuazione dei tassi di cambio, il Gruppo ha sottoscritto derivati di

copertura su cambi (Fair Value Hedge) a completa copertura dei finanziamenti espressi in valuta estera.




128

Rischio mercato e Rischio valuta su operazioni commerciali

In relazione all’attività di grossista, svolta dalla controllata Hera Trading Srl, il Gruppo si trova a dover gestire rischi

legati al disallineamento tra le formule di indicizzazione relative all’acquisto di gas ed energia elettrica e le formule di

indicizzazione legate alla vendita delle medesime commodity, ivi incluso i contratti stipulati a prezzo fisso, nonché

eventuali rischi cambio nel caso in cui i contratti di acquisto / vendita delle commodity vengano conclusi facendo

riferimento a valute diverse dall’euro (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 swap, finalizzati a prefissare gli effetti sui margini di vendita

indipendentemente dalle variazioni delle condizioni di mercato di cui sopra.

Sebbene tali operazioni siano sostanzialmente poste in essere con finalità di copertura, al fine di realizzare ogni

possibile sinergia e diminuire i costi di gestione, 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. Ne consegue 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.




129

22 Rimanenze


Materie prime e scorte 64.079 68.926 (4.847)

Prodotti finiti 624 701 (77)

Acconti ‐ 3.134 (3.134)

Totale 64.703 72.761 (8.058)

“Materie prime e scorte” , esposte al netto di un fondo svalutazione pari a 661 migliaia di euro (675 migliaia di euro al

31 dicembre 2011) sono costituite principalmente da stoccaggi di gas, 40.193 migliaia di euro (45.157 migliaia di euro

al 31 dicembre 2011) e da materie prime e scorte (materiali di ricambio e apparecchiature destinate alla

manutenzione e all’esercizio degli impianti in funzione), pari a 23.886 migliaia di euro (23.769 migliaia di euro al 31

dicembre 2011).

La diminuzione rispetto al 31 dicembre 2011 è imputabile ai minori stoccaggi di gas in conseguenza oltre che della

dinamica stagionale, del riassorbimento dell’elevato livello di accumulo precedentemente raggiunto.

La movimentazione del fondo nel 1° semestre 2012 è la seguente:

31‐dic‐11 AccantonamentiVariazione area di

consolidamento

Utilizzi e altri

movimenti30‐giu‐12

Fondo svalutaz.rimanenze m.p. sussidiarie e di consumo 675 ‐ ‐ (14) 661




130

23 Crediti commerciali


Crediti verso clienti 818.853 689.312 129.541

Crediti verso clienti per fatture da emettere 441.987 547.319 (105.332)

Crediti verso collegate 20.606 13.729 6.877

Totale 1.281.446 1.250.360 31.086

I crediti commerciali al 30 giugno 2012 ammontano a 1.281.446 migliaia di euro (1.250.360 migliaia di euro al 31

dicembre 2011) e sono comprensivi dei consumi stimati, per la quota di competenza del periodo, relativamente a

bollette e fatture che saranno emesse dopo la data del 30 giugno 2012. I valori sono esposti al netto di un fondo

svalutazione crediti pari a 120.014 migliaia di euro (105.244 migliaia di euro al 31 dicembre 2011) che si ritiene

congruo e prudenziale in relazione al valore di presumibile realizzo dei crediti stessi.

Con riferimento ai crediti in contenzioso per fornitura di energia elettrica in regime di “salvaguardia” relativi a 8 clienti

rientranti nel polo chimico di Terni (contenzioso di carattere tecnico, tale da determinare l’intervento dell’Autorità per

l’Energia Elettrica e il Gas), si segnala che, rispetto alla situazione esistente alla chiusura dell’esercizio precedente, già

ampiamente descritta nelle note esplicative al 31 dicembre 2011, al 30 giugno 2012 l’ammontare residuo dei crediti

vantati (già anticipati al Gruppo dalla CCSE), è pari a 4.770 migliaia di euro (11.614 migliaia di euro al 31 dicembre

2011), mentre risultavano già incassati 1.074 migliaia di euro di oneri straordinari su un totale riconosciuto al 31

dicembre 2011 di 1.242 migliaia di euro.

La movimentazione del fondo nell’esercizio è la seguente:

31‐dic‐10Variazione area di

consolidamentoAccantonamenti

Utilizzi e altri


Fondo svalutazione crediti 77.294 ‐ 19.697 (5.845) 91.146

Totale 77.294 ‐ 19.697 (5.845) 91.146

31‐dic‐11Variazione area di

consolidamentoAccantonamenti

Utilizzi e altri


Fondo svalutazione crediti 105.244 ‐ 23.108 (8.338) 120.014

Totale 105.244 ‐ 23.108 (8.338) 120.014

L’appostamento del fondo viene effettuato sulla base di valutazioni analitiche in relazione a specifici crediti, integrate

da valutazioni basate su analisi storiche per i crediti riguardanti la clientela di massa (in relazione all’anzianità del

credito, al tipo di azioni di recupero intraprese e allo status del debitore), come descritto nel successivo paragrafo

“Rischio di credito”.




131

Rischio di credito

Il valore contabile dei crediti commerciali rappresentati in bilancio al 30 giugno 2012 costituisce l’esposizione teorica

massima al rischio di credito per il Gruppo. 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, sia ai clienti “business” sia a quelli “privati”. Periodicamente

vengono effettuate analisi sulle posizioni creditizie ancora aperte individuando eventuali criticità. Qualora singole

posizioni risultino parzialmente, o del tutto inesigibili, si procede ad una congrua svalutazione. Relativamente ai

crediti riguardanti la clientela di massa che non sono oggetto di svalutazione individuale vengono effettuati

stanziamenti al fondo svalutazione sulla base di analisi storiche (in relazione all’anzianità del credito, al tipo di azioni di

recupero intraprese e allo status del creditore).




132

24 Lavori in corso su ordinazione


Lavori in corso su ordinazione 23.599 22.390 1.209

Totale 23.599 22.390 1.209

I lavori in corso su ordinazione al 30 giugno 2012 sono relativi a commesse di durata pluriennale per lavori di

impiantistica. Tra gli incrementi si segnalano l’avvio delle attività relative al Wte di Firenze (a seguito

dell’aggiudicazione da parte di Hera della gara pubblica indetta da Quadrifoglio Spa) e i lavori di progettazione

finalizzati all’acquisizione di commesse sul mercato nazionale e internazionale.




133

25 Attività finanziarie


Crediti finanziari verso imprese collegate 28.670 28.146 524

Crediti per finanziamenti concessi ad altri 7.708 7.392 316

Titoli in portafoglio e polizze finanziarie 4.470 4.470 ‐

Crediti per mutui da incassare 701 2.937 (2.236)

Totale 41.549 42.945 (1.396)

“Crediti finanziari verso imprese collegate” , costituiti da finanziamenti fruttiferi erogati alle seguenti società:


Tamarete Energia Srl 27.227 26.816 411

Modena network spa 900 900 ‐

Ghirlandina Solare 244 250 (6)

Altre minori 299 180 119

Totale 28.670 28.146 524

Gli incrementi sono relativi agli interessi maturati e non ancora incassati sui finanziamenti originari.

“Crediti per finanziamenti concessi ad altri”. In particolare si segnala:

l’erogazione da parte del Gruppo, attraverso la controllata Asa Scpa, di un finanziamento fruttifero del valore

nominale di 4.000 migliaia di euro al socio di minoranza;

il finanziamento fruttifero concesso alla società a controllo congiunto Enomondo Srl, pari a 2.050 migliaia di

euro, che rappresenta la quota parte residua di attività iscritte nel bilancio individuale della controllante

Herambiente Spa.

“Titoli in portafoglio e polizze finanziarie”, comprende obbligazioni emesse dalla Banca di Credito Cooperativo per

4.150 migliaia di euro e polizze di investimento con Istituti bancari per 320 migliaia di euro.




134

26 Attività per imposte correnti


Crediti per imposte sul reddito 6.297 6.164 133

Totale 6.297 6.164 133

Le “Attività per imposte correnti” sono relative all’eccedenza degli acconti versati per imposte dirette Ires e Irap nel

2011, rispetto al debito di competenza.




135

27 Altre attività correnti


Titoli di efficienza energetica ed emission trading 102.850 76.080 26.770

Depositi cauzionali 18.727 18.507 220

Iva, accise e addizionali 17.830 43.287 (25.457)

Costi sospesi personale dipendente 9.533 ‐ 9.533

Cassa conguaglio settore elettrico e gas per perequazione e

proventi di continuità8.895 6.656 2.239

Contributi 5.292 4.796 496

Costi anticipati per smaltimento rifiuti 5.217 5.463 (246)

Anticipo a fornitori/dipendenti 5.209 4.372 837

Crediti per componenti tariffarie 4.621 12.382 (7.761)

Costi assicurativi 4.285 3.819 466

Crediti verso società degli asset 4.029 4.029 ‐

Crediti tributari vari 3.966 7.399 (3.433)

Canoni passivi e concessioni servizi a rete 3.474 144 3.330

Costi anticipati per locazioni e noleggi 3.420 3.799 (379)

Crediti per dividendi 1.609 ‐ 1.609

Crediti verso comuni per moratoria fiscale 361 1.061 (700)

Crediti verso istituti previdenziali 244 539 (295)

Altri crediti 33.560 19.500 14.060

Totale 233.122 211.833 21.289

Di seguito sono commentate la composizione e la variazione delle principali voci rispetto al 31 dicembre 2011.

“Titoli di efficienza energetica ed emission trading”, comprende:

certificati verdi, 64.558 migliaia di euro, (44.951 migliaia di euro al 31 dicembre 2011);

certificati bianchi, 25.954 migliaia di euro, (19.280 migliaia di euro al 31 dicembre 2011);

certificati grigi, 12.338 migliaia di euro, (11.849 migliaia di euro al 31 dicembre 2011).




136

Per quanto riguarda i certificati verdi, si segnala che nel mese di dicembre 2011 è avvenuta la cessione al Gestore

Servizi Energetici (GSE) dei certificati relativi agli anni 2008, 2009 e 2010 dell’impianto Wte di Ferrara. Si rammenta

che Hera Spa aveva contabilizzato i certificati verdi relativi al Wte di Ferrara, per un importo complessivo maturato per

tali esercizi pari a 18.117 migliaia di euro, in base alle disposizioni previste dall’art.1, commi 1117 e 1118 della legge n.

296/2006 (Finanziaria 2007). In data 10 marzo 2011 il Gestore Servizi Energetici (GSE) aveva comunicato ufficialmente

il riconoscimento delle condizioni atte all’ottenimento del 100% di tali certificati. Secondo tale schema

l’Amministrazione riconosce gli incentivi in favore degli impianti di produzione di energia elettrica da fonti energetiche

rinnovabili e da fonti energetiche assimilate, senza distinzioni fra parte organica e parte inorganica dei rifiuti,

salvaguardando il diritto acquisito dagli impianti, come appunto quello di Ferrara che, alla data di entrata in vigore

della finanziaria medesima (1° gennaio 2007), soddisfacevano tutte le condizioni previste dalla suddetta legge e in

particolare: a) stipula dell’apposita convenzione con il Gestore Servizi Energetici (GSE), b) impianto in avanzato stato di

realizzazione e c) esistenza delle necessarie autorizzazioni.

Si segnala inoltre che in fase di riconoscimento dei certificati verdi del WTE di Ferrara, il GSE ha identificato la totalità

dei consumi di tale impianto di incenerimento con i servizi ausiliari, senza tenere in debita considerazione la specificità

e le finalità di un impianto di termovalorizzazione dei rifiuti. A fronte di tale contestazione il Gruppo, in base ad analisi

tecniche interne e sentiti i propri legali, ha rivisto le proprie posizioni creditorie iscritte per gli anni 2008, 2009 e 2010

relative agli impianti di Forlì e Modena, oltre che di Ferrara ed ha promosso tutte le iniziative necessarie, non ultimo il

ricorso avanti le competenti sedi amministrative, al fine di ottenere il riconoscimento di quanto ritenuto dovuto.

“Depositi cauzionali”, costituiti da:

deposito a favore di Acosea Impianti Srl, 12.000 migliaia di euro;

altri minori a favore di Enti Pubblici diversi e società, 4.467 migliaia di euro (4.248 migliaia di euro al 31

dicembre 2011);

depositi a favore dell’Ufficio Tecnico Erariale, 2.260 migliaia di euro (2.259 migliaia di euro al 31 dicembre

2011) a garanzie di versamento delle imposte erariali incassate dai clienti.

“Iva, accise e addizionali”, pari a 17.830 migliaia di euro costituito dai crediti verso l’erario per Imposta sul valore

aggiunto per 5.577 migliaia di euro e per accise e addizionali regionali per 12.253 migliaia di euro. La variazione

rispetto al 31 dicembre 2011 è imputabile ad un decremento di 27.830 migliaia di euro dei crediti per accise e

addizionali regionali (40.083 migliaia di euro al 31 dicembre 2011) e ad un incremento di 2.373 migliaia di euro di

crediti per Imposta sul valore aggiunto (3.204 migliaia di euro al 31 dicembre 2011). Tali variazioni vanno lette

congiuntamente alle medesime evidenziate nella voce del passivo “Altre passività correnti” ‐ nota 38. Per

comprenderle, in particolare per quanto riguarda le accise e le componenti di addizionale, occorre tener presente le

modalità che regolano i rapporti finanziari con l’Erario. In particolare gli acconti corrisposti nel corso dell’anno sono

calcolati sulla base dei quantitativi di gas ed energia elettrica fatturati nell’esercizio precedente. Attraverso queste

modalità possono generarsi posizioni creditorie/debitorie con differenze anche significative tra un periodo e l’altro.

“Costi sospesi personale dipendente”, pari a 9.533 migliaia di euro, relativi al rateo di quattordicesima mensilità

maturato per competenza al 30 giugno 2012.

“Cassa conguaglio settore elettrico e gas per perequazione e proventi di continuità ”, pari a 8.895 migliaia di euro

(6.656 migliaia di euro al 31 dicembre 2011). L’ incremento rispetto all’esercizio precedente è relativo al credito per la

perequazione della distribuzione gas . Al riguardo si rinvia anche alla nota 38 “Altre passività correnti”, alla voce

“Cassa conguaglio settore elettrico”.




137

“Contributi”, pari a 5.292 migliaia di euro (4.796 migliaia di euro al 31 dicembre 2011), costituiti prevalentemente da

crediti per contributi a fondo perduto erogati da Enti diversi, ma ancora da incassare alla data di riferimento.

“Costi anticipati per smaltimento rifiuti”, riguardano la differenza di valore tra i contributi per disagi già versati a

Comuni ed altre società (in base a quanto previsto da accordi e convenzioni) e la competenza economica effettiva

dell’anno calcolata quest’ultima, sulle tonnellate effettivamente smaltite.

“Crediti per componenti tariffarie” il saldo risulta costituito delle componenti tariffarie dell’energia elettrica

addebitate dai distributori al Gruppo, che poi vengono riaddebitate ai clienti finali. La variazione rispetto all’esercizio

precedente è attribuibile ai “recuperi” di fatturazione nei confronti degli stessi clienti finali.

“Costi assicurativi”, pari a 4.285 migliaia di euro (3.819 migliaia di euro al 31 dicembre 2011). Si tratta di costi per la

copertura delle polizze assicurative e fideiussorie, anticipati rispetto alla data di riferimento del presente bilancio

semestrale consolidato abbreviato,

“Crediti tributari vari”, pari a 3.966 migliaia di euro (7.399 migliaia di euro al 31 dicembre 2011). Sono relativi

principalmente a crediti di imposta sul teleriscaldamento; rispetto al 31 dicembre 2011 presentano un decremento

imputabile alla compensazione effettuata nel corso del 1° semestre 2012.

“Canoni passivi e concessioni servizi a rete ”, pari a 3.474 migliaia di euro ( 144 migliaia di euro al 31 dicembre 2011),

sono relativi a costi anticipati afferenti i canoni addebitati dalle Atersir (ex Ato).

“Crediti per dividendi”, pari a 1.609 migliaia di euro, relativi alle società Service Imola Srl ed Aimag Spa per dividendi

deliberati nel 2012 relativi al 2011 non ancora incassati alla data del 30 giugno 2012.

Per quanto riguarda i “ Crediti verso comuni per moratoria fiscale” si rinvia a quanto riportato alla nota 14 “Imposte di

periodo”.




138

28 Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

Le disponibilità liquide al 30 giugno 2012 ammontano a 506.707 migliaia di euro (415.189 migliaia di euro al 31

dicembre 2011) e comprendono il denaro contante, i valori ad esso assimilabili, gli assegni bancari e circolari esistenti

presso la cassa principale e le casse decentrate, per complessivi 126 migliaia di euro. Comprendono inoltre i depositi

presso banche e istituti di credito in genere disponibili per le operazioni correnti, nonché i conti correnti postali per

complessivi 506.581 migliaia di euro. Per meglio comprendere le dinamiche finanziarie intervenute nel corso del 1°

semestre 2012 si rinvia al rendiconto finanziario, oltre che ai commenti riportati nella relazione sulla gestione.




139

29 Attività non correnti destinate alla vendita

30‐giu‐12 31‐dic‐11

Terreni e fabbricati ‐ 9.930 (9.930)

Impianti generici e specifici ‐ 676 (676)

‐ 10.606 (10.606)

Le attività non correnti destinate alla vendita, riclassificate dalla voce Immobilizzazioni materiali in applicazione dell’

Ifrs 5, pari a 10.606 migliaia di euro al 31 dicembre 2011 erano relative a:

porzione del complesso immobiliare dell’Area Berti Pichat, denominato Area P1, per 8.003 migliaia di euro

(preliminare di vendita del 30 novembre 2011). Al riguardo si segnalava che l’area in questione è destinata ad

un’operazione di riqualificazione che prevede la costruzione, da parte di un costruttore terzo, di una nuova

palazzina ad uso direzionale e l’urbanizzazione degli spazi circostanti; l’accordo sottoscritto con il costruttore

prevede che una porzione di tale palazzina venga poi concessa in affitto ad Hera Spa;

immobile di Via Dozza n. 8 a Bologna per 2.603 migliaia di euro (preliminare di vendita del 21 luglio 2011).

Entrambi i complessi immobiliari sono stati ceduti con rogito notarile in data 30 giugno 2012.




140

30 Capitale sociale e riserve

Il prospetto relativo alla movimentazione del patrimonio netto è riportato al paragrafo 2.01.05 del presente bilancio

semestrale consolidato abbreviato.

Capitale sociale

Il capitale sociale al 30 giugno 2012 è pari a 1.115.013.754 unità di euro, è interamente versato ed è rappresentato da

n. 1.115.013.754 azioni ordinarie del valore nominale di 1 euro cadauna.

Riserve per azioni proprie

La “Riserva per azioni proprie” presenta un valore negativo pari a 12.782 migliaia di euro ed è costituita dal numero di

azioni proprie in portafoglio al 30 giugno 2012 da intendersi a riduzione del capitale sociale. La “Riserva da

plusvalenza/minusvalenza vendita azioni proprie” e la “Riserva azioni proprie eccedenza del valore nominale” sono

iscritte tra le riserve di patrimonio netto, rispettivamente per un valore negativo pari a 930 migliaia di euro e un valore

negativo pari a 3.207 migliaia di euro. Tali riserve, costituite in ottemperanza ai principi contabili di riferimento,

riflettono le operazioni effettuate su azioni proprie alla data del 30 giugno 2012. La movimentazione intervenuta nel

corso del periodo ha generato complessivamente una minusvalenza pari a 143 migliaia di euro.

Riserve

La voce riserve, pari a 542.889 migliaia di euro, comprende le seguenti riserve:

“legale”, 36.142 migliaia di euro,

“straordinaria”, 14.170 migliaia di euro,,

“rivalutazione”, 4.356 migliaia di euro,

“sovrapprezzo azioni”, 15.269 migliaia di euro,

“contributi in conto capitale”, 5.400 migliaia di euro,

“utili indivisi”, 52.637 migliaia di euro,

“avanzo da concambio”, 42.408 migliaia di euro,

“riserva Ifrs 3”, 227.008 migliaia di euro, relativa alle operazioni d’integrazione di Agea Spa, Meta Spa , Geat

Distribuzione Gas Spa, Sat Spa, Agea Reti Spa, Con.Ami e Area Assets Spa;

“riserva Ias/Ifrs”, 143.473 migliaia di euro, generatasi a seguito dell’adozione dei principi contabili

internazionali;

“riserva per dividendi percepiti su azioni proprie”, 2.026 migliaia di euro.

Riserva Cash Flow‐Hedge

Al 30 giugno 2012 è negativa per 6.612 migliaia di euro a seguito della movimentazione determinata dalla valutazione

al fair value degli strumenti derivati di riferimento.

Utile portato a nuovo

La voce risulta pari a 2.061 migliaia di euro.




141

31 Banche e finanziamenti a medio/lungo e a breve termine

Al 30 giugno 2012 i finanziamenti a medio‐lungo termine del Gruppo Hera ammontano a 2.660.211 migliaia di euro

(2.405.262 migliaia di euro al 31 dicembre 2011) e sono rappresentati da prestiti obbligazionari, 2.026.384 migliaia di

euro e da mutui e finanziamenti, 633.827 migliaia di euro.

La variazione del debito rispetto all’anno precedente è dovuta alla stipula di nuovi finanziamenti a medio/lungo

termine per un importo pari a 327,5 milioni di euro in parte utilizzati per la ristrutturazione del Put Loan RBS di 70

milioni di euro e in parte utilizzati per finanziare adeguatamente il piano di investimenti. In particolare, un apporto è

stato fornito dall’erogazione in giugno di un finanziamento Bei (Banca Europea per gli Investimenti) di 125 milioni di

euro a sostegno degli investimenti di potenziamento ed espansione del gas e delle reti di distribuzione di energia

elettrica di durata 15 anni amortizing, regolato al tasso Euribor 6 mesi più 1,46% di spread. Da segnalare anche

l’emissione obbligazionaria di 102,5 milioni di euro avvenuta il 14 maggio 2012 e caratterizzata da durate

particolarmente lunghe di 15 e 20 anni al tasso fisso del 5,25%.

I debiti verso banche a medio‐lungo termine comprendono anche i finanziamenti sottoscritti dalle controllate FEA Srl e

Nuova Geovis Srl, rispettivamente per 48.900 migliaia di euro e 1.781 migliaia di euro. Tali finanziamenti sono

garantiti da ipoteche e privilegi speciali a favore del pool di banche che li hanno sottoscritti. Il rimborso di tali

finanziamenti, con scadenza finale rispettivamente 30 giugno 2019 e 30 giugno 2014, è contrattualmente stabilito in

rate semestrali.

Nella tabella che segue sono riportati i prestiti obbligazionari e i finanziamenti al 30 giugno 2012 esposti al valore

residuo nominale (milioni di euro) con indicazione della quota in scadenza entro l’esercizio, entro il 5° anno e oltre il 5°

anno:

Tipologia Importo residuo 30/06/2012 Quota entro esercizio Quota entro 5° anno Quota oltre 5° anno

Bond 1.352 ‐ 500 852

Bond Convertibile 140 ‐ 140 ‐

Puttable Bond/Loan 520 ‐ ‐ 520

Amortizing 239 28 172 39

Amortizing assistiti da Garanzia Reale 57 7 33 17

Bullet BEI 180 ‐ 180 ‐

Amortizing Bei 125 ‐ 22 103

Totale 2.613 35 1.047 1.532




142

Di seguito sono evidenziate le principali condizioni dei prestiti obbligazionari e dei finanziamenti puttable in essere:

Durata

(anni)Scadenza

Valore

NominaleCedola

Tasso

annuale

Bond Convertibile Borsa Valori Lussemburgo 3 01/10/13 140 Fissa, semestrale. 1,75%

Eurobond Borsa Valori Lussemburgo 10 15/02/16 500 Fissa, annuale. 4,13%

Eurobond Borsa Valori Lussemburgo 10 03/12/19 500 Fissa, annuale. 4,50%

Bond (Ex put bond) Quotato sull'EuroTLX Markets 13 17/11/20 100 Fissa semestrale. 6,32%

Bond 15/20 14/05/27‐34 102,5 Fissa, annuale. 5,25%

Put Loan

Dal 2010 il possessore ha la

possibilità ogni due anni di

richiedere il rimborso alla pari

13 06/12/20 70 Fissa, trimestrale 4,44%+CS

BondCross Currency Swap 149,8

€mln15 05/08/24 20.000 JPY Fissa, semestrale. 2,93%

Put Bond




23 10/10/31 250 Fissa, trimestrale 4,65% +CS

Put Bond




27 08/08/34 200 Fissa, trimestraleEuribor 3m ‐

0,45%

Bond e Finanziamenti Puttable

Al 30 giugno 2012 i bond in essere pari a un totale nominale di 1.942 milioni di euro presentano un fair value,

determinato quando disponibili sulla base delle quotazioni di mercato, di 2.083 milioni di euro di cui 653 milioni di

euro riferiti ai puttable bond.

Non sono previsti covenants finanziari sul debito tranne quello, su alcuni finanziamenti, del limite del corporate rating

da parte di anche una sola agenzia di rating al di sotto del livello di “Investment Grade” (BBB‐). Alla data attuale tale

parametro risulta rispettato.

Al 30 giugno 2012 i finanziamenti a breve termine ammontano a 95.705 migliaia di euro (118.467 milioni di euro al 31

dicembre 2011) e comprendono debiti verso banche e verso altri finanziatori.

Rischio di liquidità

Il rischio di liquidità consiste nell’impossibilità di far fronte alle obbligazioni finanziarie assunte per carenza di risorse

interne, o incapacità a reperire risorse esterne a costi accettabili. Il rischio di liquidità è mitigato adottando politiche e

procedure atte a massimizzare l’efficienza della gestione delle risorse finanziarie. Ciò si esplica prevalentemente nella

gestione centralizzata dei flussi in entrata e in uscita (tesoreria centralizzata), nella valutazione prospettica delle

condizioni di liquidità, nell’ottenimento di adeguate linee di credito, nonché preservando un adeguato ammontare di

liquidità.

Le disponibilità liquide e le linee di credito attuali, oltre alle risorse generate dall’attività operativa e di finanziamento,

sono giudicate più che sufficienti per far fronte ai fabbisogni finanziari futuri. In particolare, alla data del 30 giugno

2012 risultano affidamenti non utilizzati per circa 1.000 milioni di euro.




143

32 Trattamento di fine rapporto e altri benefici

Comprende gli accantonamenti a favore del personale dipendente per il trattamento di fine rapporto di lavoro e altri

benefici contrattuali, al netto delle anticipazioni concesse e dei versamenti effettuati agli istituti di previdenza in

accordo con la normativa vigente. Il calcolo viene effettuato utilizzando tecniche attuariali e attualizzando le passività

future alla data di bilancio. Tali passività sono costituite dal credito che il dipendente maturerà alla data in cui

presumibilmente lascerà l’azienda.

Lo “sconto gas” rappresenta un’indennità annua riconosciuta ai dipendenti Federgasacqua assunti prima del gennaio

1980 reversibile agli eredi. Il “premungas” è un fondo pensionistico integrativo relativo ai dipendenti Federgasacqua

assunti prima del gennaio 1980. Tale fondo è stato chiuso a far data dal gennaio 1997, viene movimentato con

cadenza trimestrale unicamente per regolare i versamenti effettuati ai pensionati aventi diritto. Per entrambe le

fattispecie sono stati effettuati i ricalcoli utilizzando le medesime tecniche attuariali già implementate per il

trattamento di fine rapporto. Il “fondo riduzione tariffaria” è stato costituito per far fronte agli oneri derivanti dal

riconoscimento al personale in quiescenza del ramo elettrico delle agevolazioni tariffarie sui consumi energetici.

Di seguito viene riportata la movimentazione intervenuta nell’esercizio dei sopra menzionati fondi.

31‐dic‐11Utilizzi e Altri

movimenti

Variazioni area

di

consolidamento

30‐giu‐12

accantonamenti oneri finanziari

Fondo trattamento di fine rapporto 83.964 280 1.913 (2.719) ‐ 83.438

Fondo riduzione tariffaria 3.353 242 93 (245) ‐ 3.443

Fondo Premugas 2.209 237 50 (213) ‐ 2.283

Sconto gas 2.069 80 39 (141) ‐ 2.047

Totale 91.595 839 2.095 (3.318) ‐ 91.211

Accantonamenti

Gli “utilizzi e altri movimenti” accolgono principalmente gli importi corrisposti ai dipendenti.




144

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

30‐giu‐12 31‐dic‐11

Tasso annuo tecnico di attualizzazione 3,99% 4,78%

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

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

Tasso annuo di incremento TFR 2,78% 2,78%Frequenza annua di uscita dall'attività lavorativa per cause diverse dalla morte 1,71% 1,71%

Frequenza annua media di utilizzo del fondo TFR 1,42% 1,42%

Nell’interpretazione di tali assunzioni occorre tenere conto delle seguenti informazioni:

1. per le probabilità di morte, quelle relative alle tavole Istat SIMF 2006;

2. per le probabilità di inabilità, quelle, distinte per sesso, adottate nel modello Inps per le proiezioni al 2010;

3. per l’età di pensionamento sono state considerate le nuove decorrenze per i trattamenti pensionistici

previste dal Decreto Legge 6 dicembre 2011, n. 201 recante “Disposizioni urgenti per la crescita, l'equità e il

consolidamento dei conti pubblici”, nonché la disciplina di adeguamento dei requisiti di accesso al

sistema pensionistico, agli incrementi della speranza di vita ai sensi dell'articolo 12 del Decreto‐Legge 31

maggio 2010, n. 78, convertito, con modificazioni, dalla legge 30 luglio 2010, n. 122.




145

33 Fondi per rischi e oneri

31‐dic‐11Utilizzi e altri

movimenti

Variazioni area

di

consolidamento

30‐giu‐12

accantonamenti oneri finanziari

Fondo spese chiusura e post‐

chiusura discarcihe96.638 1.425 2.789 (2.406) 98.446

Fondo ripristino beni di terzi 94.651 3.753 1.991 ‐ 100.395

Fondo cause legali e contenzioso del

personale19.934 1.836 ‐ (1.569) 20.201

Altri fondi rischi e oneri 15.832 5.597 ‐ (4.610) 16.819

Totale 227.055 12.611 4.780 (8.585) 235.861

Accantonamenti

Il fondo spese chiusura e post‐chiusura discariche, pari a 98.446 migliaia di euro, rappresenta quanto stanziato per

far fronte ai costi che dovranno essere sostenuti per la gestione del periodo di chiusura e post chiusura delle

discariche attualmente in uso. Gli esborsi futuri, desunti per ciascuna discarica da una specifica perizia di stima, sono

stati attualizzati in ottemperanza a quanto disposto dallo Ias 37. Gli incrementi del fondo comprendono la

componente finanziaria desunta dal procedimento di attualizzazione, mentre gli utilizzi rappresentano gli esborsi

effettivi che si sono determinati nell’anno.

Gli “utilizzi e altri movimenti”, registrano complessivamente un decremento di 2.406 migliaia di euro, così composto:

“utilizzi ”, 4.482 migliaia di euro dei quali 1.468 migliaia di euro sono stati contabilizzati con contropartita

“altri ricavi” (si veda in particolare la nota 5 del conto economico),

“ altri movimenti” , 2.076 migliaia di euro, in incremento del fondo, imputabili alle stime dei costi di chiusura

e post chiusura relativi alle discariche di nuova costruzione, che hanno comportato l’iscrizione di una rettifica

di uguale ammontare al valore delle Immobilizzazioni materiali (Nota 15).

Il fondo ripristino beni di terzi, pari a 100.395 migliaia di euro, include gli stanziamenti effettuati in relazione ai vincoli

di legge e contrattuali gravanti su Hera Spa e sulle società del Gruppo in qualità di affittuarie delle reti di distribuzione

di proprietà della società degli asset. Gli stanziamenti vengono effettuati in base ad aliquote di ammortamento

economico‐tecniche ritenute rappresentative della residua possibilità di utilizzo dei cespiti al fine di indennizzare le

società locatrici dell’effettivo deperimento e consumo dei beni utilizzati per l’attività d’impresa. Il fondo, in

ottemperanza a quanto disposto dallo Ias 37, riflette il valore attuale degli esborsi che si andranno a determinare in

periodi futuri (generalmente allo scadere delle convenzioni sottoscritte con le autorità di ambito per quanto concerne

il servizio idrico e allo scadere del periodo transitorio previsto dalla vigente normativa per quanto concerne la

distribuzione del gas). Gli incrementi del fondo sono costituiti dalla sommatoria tra gli stanziamenti di competenza

del periodo, anche questi attualizzati e gli oneri finanziari che riflettono la componente derivante dall’attualizzazione

dei flussi per competenza.




146

Il fondo cause legali e contenzioso del personale, pari a 20.201 migliaia di euro, riflette le valutazioni sull’esito delle

cause legali e sul contenzioso promosso dal personale dipendente. Il fondo è comprensivo di 8,5 milioni di euro,

relativi al contenzioso in essere con l’Inps in merito al preteso pagamento dei contributi sugli ammortizzatori sociali

(Cig, Cigs, mobilità), sulla riduzione delle aliquote di contribuzione per assegni familiari al nucleo familiare (Cuaf) e per

il contributo di maternità in relazione al personale regolato dal Ccnl del settore elettrico nell’ambito del territorio di

Modena.

In relazione ai contributi sulla Cig, Cigs e mobilità il Gruppo Hera non ritiene dovuta la contribuzione, in base a

specifiche norme di legge e alla considerazione che tali ammortizzatori sociali sono in concreto inutilizzabili, in quanto

il Gruppo Hera gestisce servizi essenziali che devono essere assicurati costantemente. L’Inps, d’altro canto, ritiene che

la trasformazione in società per azioni e la cessione a privati anche di una sola parte del capitale azionario valga a far

ritenere dovuta l’obbligazione contributiva.

Con messaggio n. 18089 del 10 luglio 2007 l’Inps ha però fissato la decorrenza dell’obbligo contributivo per Cig, Cigs e

Mobilità, secondo i principi delineati dalla circolare n. 63/2005, dalla data di emissione della circolare stessa, cioè

maggio 2005. Ciò in ossequio all’orientamento espresso dal Consiglio di Stato (parere n. 65 dell’8/2/2006, riferito a

Enel Spa) in ordine alla non retroattività degli obblighi contributivi richiamati dalla circolare. In realtà, nonostante il

tenore letterale del messaggio sembri riguardare senza dubbio anche le imprese industriali degli enti pubblici (ex

municipalizzate), l’Inps ha ritenuto, sostenendolo anche in giudizio, che il messaggio, agganciandosi alla circolare

63/2005, ne riprenda l’ambito di applicazione riferendosi perciò solo a Enel Spa. In data 5 febbraio 2008, il Ministero

del Lavoro , con una comunicazione indirizzata alla Direzione Generale Inps, ha ritenuto che le conclusioni cui giunge il

Consiglio di Stato in ordine alla non retroattività ante maggio 2005 dell’obbligo contributivo per Cig, Cigs e Mobilità

rivestano necessariamente carattere univoco e generale, al fine di tutelare l’imprescindibile principio della “par

condicio” tra operatori del mercato e sono pertanto applicabili anche alle imprese industriali degli enti pubblici (di cui

fa parte anche il Gruppo Hera).

A seguito di un’azione di accertamento da parte di Amir Spa nel 2000 è stato promosso ricorso in Cassazione da parte

di Hera Spa. Tale ricorso si è concluso con la sentenza 14847/09 di rigetto per la contribuzione Cig. La Cassazione

potrebbe comunque rivedere l’orientamento, anche a seguito dei ricorsi presentati da Hera Spa avverso altre

pronunce negative di secondo grado. Quanto meno, dovrebbe risultare fondato l’esonero dei contributi di Cassa

integrazione per i periodi antecedenti al maggio 2005, secondo l’orientamento espresso dal Consiglio di Stato, peraltro

confermato da alcune pronunce di primo grado presso i Tribunali di Modena e Ferrara.

E’ opportuno precisare che non potranno esserci da parte dell’Inps nuove pretese in materia di Cig, Cigs e Mobilità a

seguito del nuovo inquadramento nel settore Terziario a partire dal 2010 della quasi totalità delle società del Gruppo

(la contribuzione in oggetto è applicabile al solo settore Industria).

Per quanto riguarda la contribuzione per assegni per nucleo familiare (Cuaf) e il contributo maternità, questa tipologia

di contenzioso è relativa al solo personale Inpdap regolato dal Ccnl del settore elettrico e consegue all’interpretazione

dell’art. 41 della legge 488/1999 (legge finanziaria anno 2000); in particolare è relativo al solo territorio di Modena

derivando dalla ex Meta Spa. A seguito di un confronto condotto a suo tempo con l’Ufficio Gestione Posizioni

Assicurative dell’Inps di Modena a far data dal 2001 la ex Meta Spa aveva applicato la riduzione delle aliquote

contestualmente alla richiesta di rimborso dei maggiori contributi versati, ma non dovuti, relativi all’esercizio 2000

(rimborso poi effettivamente avvenuto tra il 2001 e il 2002). A partire dal novembre 2003, però, l’Inps ha notificato gli

avvisi con i quali richiedeva il pagamento dei contributi ad aliquota piena, modificando completamente la posizione

interpretativa precedentemente assunta, ritenendo che la riduzione delle aliquote Cuaf e Maternità dovute dal

settore elettrico non spettasse per i lavoratori iscritti all’Inpdap.




147

Tale riduzione, invece, è pacificamente applicata per le società del Gruppo Enel Spa. Il differenziale contributivo per

Cuaf e Maternità che le imprese di servizi hanno dovuto versare per il personale iscritto all’Inpdap fino al 31/12/2008

era pari al 4,29% complessivo in più rispetto a quanto devono versare per il personale Inps; dall’1/1/2009, con

l’equiparazione dell’aliquota di Maternità, continua però a sussistere il differenziale Cuaf del 3,72%.

Tale maggiore aliquota costituisce una grave penalizzazione per le imprese “ex municipalizzate” rispetto ad altri

operatori del mercato. Questa mancata armonizzazione contributiva, conseguente alla L. 335/1995, è stata più volte

portata dalla Confservizi all’attenzione del Ministero del Lavoro, che ha interpellato il Consiglio di Stato, il quale ha

ritenuto necessaria (circ. n. 88 del 31/05/2004) un’apposita iniziativa legislativa, escludendo la possibilità di una

soluzione amministrativa. Nonostante gli sforzi di Confservizi per sollecitare tale iniziativa legislativa, non si è a oggi

pervenuti ad alcun risultato.

Da ultimo un accenno alla evoluzione normativa in materia di contribuzione di disoccupazione e malattia. Il D.L.

112/2008 – art. 20 ha fatto decadere per il passato ogni pretesa dell’Inps in materia di contribuzione di

disoccupazione e malattia. Quanto alla malattia la citata normativa non consente più all’INPS di richiedere il

pagamento dei contributi per i periodi antecedenti al 2005, data dalla quale il Gruppo Hera versa i relativi contributi.

Quanto alla disoccupazione, resa obbligatoria per tutti i settori a decorrere dal 1° gennaio 2009, i periodi pregressi

sono ancora oggetto marginalmente di contenzioso su un solo territorio.

Tenuto conto di quanto sopra e in particolare dell’incertezza sull’esito delle cause relative a Cig, Cigs e Mobilità, è

stato appostato un fondo di complessivi 8,5 milioni di euro per far fronte alle passività derivanti dalle cartelle fino a

oggi pervenute e ancora sospese pari a circa 17,4 milioni di euro. Tale importo si riferisce alla contribuzione contenuta

nelle cartelle a titolo di Cig, Cigs, Mobilità, Cuaf e Maternità; non comprende invece la parte di contributi relativi a

disoccupazione e malattia per i motivi sopra esposti. Tale fondo, costituito con criterio prudenziale, è da considerarsi

congruo tenuto conto della presumibile evoluzione del contenzioso e sentito anche il parere dei legali incaricati.

Gli altri fondi per rischi e oneri, pari a 16.819 migliaia di euro, accolgono stanziamenti a fronte di rischi di varia natura.

Di seguito si riporta una sintetica composizione delle principali voci:

2.990 migliaia di euro relativi a possibili oneri non contrattuali relativi a disagi ambientali per siti ubicati in

alcuni comuni. In merito ai disagi ambientali, si segnala che l’ordinanza della Corte di Cassazione n. 252 del 20

maggio 2010 ha sancito la natura tributaria di tali oneri. Il Gruppo ritiene pertanto, sentiti anche i propri

legali, che non sussista più alcun obbligo, legale e sostanziale, al riconoscimento di tali importi nei confronti

dei Comuni di Modena e Forlì. L’accantonamento effettuato rappresenta pertanto la miglior stima di quanto

il Gruppo potrebbe essere tenuto a pagare, unicamente nell’ipotesi che si sviluppi un contenzioso con le

controparti e questo venga definito in via transattiva;

2.042 migliaia di euro, spese di ripristino di beni gratuitamente devolvibili del sistema acquedottistico in

concessione del fiume Rosola e ulteriori fondi rischi di importo sostanzialmente modesto legati a

problematiche ambientali;

1.604 migliaia di euro, relativo al fondo costituito per far fronte alle perdite effettivamente consuntivate

considerate le prospettive future della società Oikothen Scral;

1.218 migliaia di euro, oneri di continuità del servizio elettrico;




148

1.106 migliaia di euro si riferiscono all’accantonamento effettuato in relazione ai possibili effetti della

delibera AEEG 89/08 (ec79/07) che prevede l’obbligo, da parte delle società di vendita gas, di un

riconoscimento economico ai clienti finali ex OTB (opzione tariffaria base) per il periodo riferito al primo

semestre 2006. L’importo che residua alla data del 30 giugno 2012 corrisponde allo scenario più

prudenziale in relazione a quanto potrà essere riconosciuto ai clienti finali;

989 migliaia di euro, accantonamenti per costi di smaltimento di rifiuti stoccati presso impianti del Gruppo;

989 migliaia di euro, accantonamenti per oneri futuri relativi alla realizzazione di una discarica di una

controllata;

422 migliaia di euro, relativi al fondo denominato “Valle Savio”, costituito per far fronte alle opere da

eseguire a favore della comunità adiacente alla discarica Busca, nel comune di Cesena, come stabilito nel

contratto di concessione;

313 migliaia di euro relativi a potenziali oneri per ICI derivanti da possibili variazioni delle rendite attribuite

ad alcuni impianti ambientali;

248 migliaia di euro relativi alla stima dei potenziali oneri relativi a disagi ambientali da riconoscere per i

rifiuti provenienti da fuori regione conferiti nella Discarica di Ostellato;

75 migliaia di euro, relativi agli accantonamenti al “fondo fughe” del servizio idrico per indennizzi a clienti.




149

34 Passività fiscali differite


Debiti per imposte differite 75.382 76.057 (675)

Totale 75.382 76.057 (675)

I debiti per imposte differite sono generati dalle differenze temporanee tra l’utile di bilancio e l’imponibile fiscale. Tale

voce comprende inoltre le imposte differite che si sono generate in seguito all’applicazione dei principi contabili

internazionali Ias/Ifrs relativamente al “Fondo ripristino beni di terzi”, ”Fondo post mortem discariche”,

“Immobilizzazioni materiali”, “Leasing finanziari” e “Tfr benefici ai dipendenti”.




150

35 Debiti per locazioni finanziarie


Debiti per locazioni finanziarie entro l'esercizio 3.133 3.683 (550)

Debiti per locazioni finanziarie oltre l'esercizio 4.152 5.277 (1.125)

Totale 7.285 8.960 (1.675)

La voce rappresenta l’iscrizione dei debiti per effetto della contabilizzazione delle operazioni di leasing con la

metodologia finanziaria. La variazione rispetto all’esercizio precedente è dovuta al pagamento dei canoni maturati nel

periodo.

Di seguito si riporta un dettaglio dei debiti per locazione finanziaria suddivisi per categoria di cespite:

Debiti

Entro 12 mesi

Debiti m/l

Tra 1 e 5 anni

Debiti m/l

Oltre 5 anniCanoni a scadere

Terreni e fabbricati 1.838 1.138 ‐ 3.054

Impianti e macchinari 1.117 2.424 ‐ 3.927

Altri beni mobili 728 1.715 ‐ 2.688

Totale debiti per locazione finanziaria 3.683 5.277 9.669

Debiti per locazione finanziaria31‐dic‐11

Debiti

Entro 12 mesi

Debiti m/l

Tra 1 e 5 anni

Debiti m/l

Oltre 5 anniCanoni a scadere

Terreni e fabbricati 1.446 831 2.317

Impianti e macchinari 1.023 1.941 3.247

Altri beni mobili 664 1.380 2.156

Totale debiti per locazione finanziaria 3.133 4.152 ‐ 7.720

30‐giu‐12Debiti per locazione finanziaria

Di seguito si riporta il valore netto dei beni iscritti in bilancio (si rimanda ai valori indicati alla nota 15 “Immobilizzazioni

materiali”):

Incrementi Decrementi

Terreni e fabbricati 10.776 ‐ (202) 10.574

Impianti e macchinari 3.640 ‐ (648) 2.992

Altri beni mobili 11.724 ‐ (2.079) 9.645

Totale beni detenuti attraverso contratti di leasing finanziario 26.140 ‐ (2.929) 23.211

Valore netto beni iscritti in bilancio 31‐dic‐11Beni detenuti attraverso contratti di leasing finanziario

30‐giu‐12




151

36 Debiti commerciali


Debiti verso fornitori per fatture da ricevere 487.493 599.357 (111.864)

Debiti verso fornitori 494.730 608.496 (113.766)

Debiti per acconti ricevuti 19.405 12.861 6.544

Debiti verso società collegate 9.539 8.531 1.008

Debiti verso società controllate non consolidate (3) (3) ‐

Totale 1.011.164 1.229.242 (218.078)

“Debiti verso fornitori”, interamente di natura commerciale e inclusivi dello stanziamento per “fatture da ricevere”,

ammontano a 994.955 migliaia di euro al 30 giugno 2012 rispetto a 1.207.853 migliaia di euro del 31 dicembre 2011.

“Debiti per acconti ricevuti”, riguardano anticipazioni ricevute in relazione a contratti di appalto di bonifica ambientale

e fornitura gas. L’incremento rispetto al 31 dicembre 2011 è relativo alle anticipazioni ricevute in relazione a contratti

di cessione di certificati verdi e grigi da parte della collegata Set Spa per 4.708 migliaia di euro e ad una differente

classificazione effettuata da una società del Gruppo che al 31 dicembre 2011 aveva classificato un debito per acconto

nelle “Altre passività correnti” per 1.706 migliaia di euro.

I debiti commerciali, per la maggior parte, derivano da operazioni realizzate nel territorio nazionale.

Di seguito sono dettagliati i principali debiti, sempre di natura commerciale, verso le società collegate:


Set Spa 3.032 3.241 (209)

So.Sel Spa 1.830 1.782 48

Estense Global Service Soc.Cons.a r.l. 1.706 2.145 (439)

FlamEnergy Trading Gmbh 1.092 ‐ 1.092

Service imola Srl 970 893 77

Modena Network Spa 553 363 190

Aimag Spa 298 69 229

Altre minori 58 38 20

Totale 9.539 8.531 1.008




152

37 Passività per imposte correnti


Debiti per imposte sul reddito 81.911 12.355 69.556

Debiti per imposta sostitutiva 24.642 24.643 (1)

Totale 106.553 36.998 69.555

Di seguito sono commentate le principali variazioni rispetto all’esercizio precedente:

“Debiti per imposte sul reddito” è imputabile allo stanziamento delle imposte per competenza sul reddito prodotto

nel periodo.

“Debiti per imposta sostitutiva”, relativi alle operazioni d’affrancamento già contabilizzate alla data del 31 dicembre

2011 (si rinvia alla nota 14 del relativo fascicolo di bilancio).




153

38 Altre passività correnti


Accise e addizionali 110.542 21.168 89.374

Depositi cauzionali 72.184 73.465 (1.281)

Contributi in conto impianti 67.345 67.620 (275)

Imposta sul valore aggiunto 51.821 18.710 33.111

Personale 30.553 24.936 5.617

Debiti verso istituti di previdenza 27.532 22.003 5.529

Debiti per componenti tariffarie 14.235 14.345 (110)

Cassa conguaglio settore elettrico e gas per perequazione 12.523 11.706 817

Debiti verso soci per dividendi 11.336 8.771 2.565

Ritenute ai dipendenti 11.020 10.857 163

Comuni per disagi ambientali e costituzione di garanzie 8.845 13.547 (4.702)

Lavori c/terzi per studi/proget/cons. 4.278 4.478 (200)

Altri debiti tributari 3.591 3.182 409

Assicurazioni e franchigie 2.967 3.047 (80)

Clienti 2.563 2.350 213

Titoli di efficienza energetica ed emission trading 2.420 2.795 (375)

Canoni fognatura 579 577 2

Amministratori e Sindaci 249 275 (26)

Altri debiti 34.794 28.421 6.373

Totale 469.377 332.253 137.124

Di seguito sono commentate le voci più significative e le relative variazioni rispetto al 31 dicembre 2011.

“Accise e addizionali” si incrementano notevolmente rispetto al 31 dicembre 2011, per la motivazione si rinvia alla

nota 27 “Altre attività correnti” e in particolare al meccanismo che regola i rapporti finanziari con l’Erario.

“Depositi cauzionali”, riflettono quanto versato dai clienti in relazione ai contratti di somministrazione gas, acqua ed

energia elettrica.

“Contributi in conto impianti”, si riferiscono agli investimenti del settore idrico e ambiente. Tale voce si decrementa,

proporzionalmente alle quote di ammortamento calcolate sulle immobilizzazioni di riferimento.




154

“Imposta sul valore aggiunto”, l’incremento rispetto al 31 dicembre 2011 risente degli acconti versati a tale data che

riducono l’esposizione debitoria del Gruppo.

“Personale”, relativo a ferie maturate e non godute al 30 giugno 2012, al premio di produttività e agli stipendi

contabilizzati per competenza.

“Debiti verso istituti di previdenza”, relativi ai contributi dovuti maturati sulle mensilità di giugno 2012.

“Cassa conguaglio settore elettrico e gas per perequazione”, riflette le posizioni debitorie per la perequazione sulla

distribuzione/misura del gas, alcune componenti di sistema del servizio gas e la perequazione del servizio elettrico.

“Debiti verso soci per dividendi”, riflette la posizione debitoria nei confronti dei soci di minoranza delle seguenti

società controllate:

Fea Srl, 8.820 migliaia di euro (8.771 migliaia di euro al 31 dicembre 2011);

Romagna Compost Srl, 364 migliaia di euo;

Sinergia Spa, 287 migliaia di euro;

Hera Comm Marche Srl, 422 migliaia di euro;

Marche Multiservizi Spa, 1.443 migliaia di euro.

“Comuni per disagi ambientali e costituzione di garanzie”, relativi ai contributi da riconoscere ai comuni, a titolo di

indennizzo danni ambientali, proporzionalmente ai rifiuti conferiti negli impianti alla data del 30 giugno 2012. La

riduzione, rispetto al 31 dicembre 2011 è dovuta ai pagamenti effettuati nel 1° semestre 2012.

“Altri debiti tributari” comprendono il debito per ecotassa relativo relativo al secondo trimestre 2012 che verrà

liquidato nel mese di luglio 2012.

“Titoli di efficienza energetica ed emission trading”, si riferiscono per 2.267 migliaia di euro a certificati grigi e per 154

migliaia di euro a certificati verdi (al 31 dicembre 2011, 1.625 migliaia di euro per certificati grigi e 1.170 migliaia di

euro per certificati verdi). Tale appostazione riflette l’obbligo di riconsegna di certificati nei confronti delle autorità

competenti in base alle norme vigenti.




155

IFRS 8

Conto economico Giugno 2012

Gas En ElCiclo

IdricoAmbiente

Altri

ServiziStruttura Totale

Bilancio

Consolidato

Ricavi diretti 963,1 775,0 282,0 305,7 42,7 21,5 2.390,0 2.390,0

Ricavi Infra‐cicli 28,2 36,5 3,3 31,2 7,1 1,6 108,1

Totale ricavi diretti 991,3 811,5 285,3 336,9 49,9 23,2 2.498,0 2.390,0

Ricavi indiretti 5,3 1,3 2,5 13,8 0,2 ‐23,2 0,0

Ricavi totali 996,7 812,8 287,7 350,8 50,1 0,0 2.498,0 2.390,0

MOL 151,1 35,9 75,2 91,6 9,8 0,0 363,6 363,6

Amm.ti e Acc.ti Diretti 24,8 20,2 34,0 49,9 8,8 13,9 151,5 151,5

Amm.ti e Acc.ti Indiretti 3,2 1,8 4,5 4,0 0,4 ‐13,9

Amm.ti e Acc.ti Totali 28,0 21,9 38,5 53,9 9,2 0,0 151,5 151,5

R.O. 123,0 13,9 36,7 37,8 0,6 0,0 212,0 212,0

Conto economico Giugno 2011

Gas En ElCiclo

IdricoAmbiente

Altri

ServiziStruttura Totale

Bilancio

Consolidato

Ricavi diretti 715,6 716,4 269,9 318,2 36,7 14,0 2.070,9 2.070,9

Ricavi Infra‐cicli 16,3 25,1 3,5 33,4 11,4 4,2 93,9

Totale ricavi diretti 731,9 741,5 273,4 351,6 48,2 18,2 2.164,8 2.070,9

Ricavi indiretti 3,2 1,3 2,0 11,6 0,2 ‐18,2 0,0

Ricavi totali 735,0 742,8 275,4 363,2 48,3 0,0 2.164,8 2.070,9

MOL 120,6 42,2 67,5 105,2 8,4 0,0 344,0 344,0

Amm.ti e Acc.ti Diretti 24,4 17,1 31,9 46,6 8,2 16,5 144,6 144,6

Amm.ti e Acc.ti Indiretti 4,0 2,3 4,7 4,9 0,6 ‐16,5 0,0

Amm.ti e Acc.ti Totali 28,3 19,4 36,6 51,5 8,8 0,0 144,6 144,6

R.O. 92,3 22,9 30,9 53,7 ‐0,3 0,0 199,4 199,4




156

Stato Patrimoniale Giugno 2012

Capitale

Circolante Netto

Immobilizzazioni

NetteFondi

Patrimonio

Netto

Posizione

Finanziaria Netta

Bilancio

Consolidato

Totale Attività 1.652,2 4.334,7 0,0 0,0 675,5 6.662,4

Attività di natura finanziaria e

disponibilità liquide675,5 675,5

Attività di natura fiscale 29,0 112,6 141,6

Attività di Gruppo non allocate 0,0 332,9 332,9

Attività di Settore 1.623,2 3.889,2 0,0 0,0 0,0 5.512,4

‐ di cui:

GAS 620,9 922,4 1.543,3

En. El. 459,0 555,0 1.014,0

Ciclo Idrico 200,8 1.141,1 1.341,9

Ambiente 291,8 1.141,6 1.433,4

Altri Servizi 50,8 129,1 179,9

Totale Passività 1.623,2 14,0 402,5 1.848,0 2.774,7 6.662,4

Passività di natura finanziaria e

finanziamenti2.774,7 2.774,7

Passività di natura fiscale 264,2 0,0 75,4 339,6

Passività di Gruppo non allocate 2,0 14,0 4,2 1.848,0 1.868,3

Passività di Settore 1.357,1 0,0 322,8 0,0 0,0 1.679,9

‐ di cui:

GAS 440,6 82,1 522,7

En. El. 351,7 14,5 366,2

Ciclo Idrico 209,2 70,6 279,8

Ambiente 308,9 147,9 456,8


Totale Complessivo 29,0 4.320,7 ‐402,5 ‐1.848,0 ‐2.099,2 0,0

Stato Patrimoniale Dicembre 2011

Capitale

Circolante Netto

Immobilizzazioni

NetteFondi

Patrimonio

Netto

Posizione

Finanziaria Netta

Bilancio

Consolidato

Totale Attività 1.614,7 4.306,1 0,0 0,0 549,8 6.470,7

Attività di natura finanziaria e

disponibilità liquide549,8 549,8

Attività di natura fiscale 57,0 105,5 162,5

Attività di Gruppo non allocate 10,2 327,1 337,3

Attività di Settore 1.547,6 3.873,5 0,0 0,0 0,0 5.421,1

‐ di cui:

GAS 521,9 921,2 1.443,1

En. El. 479,5 541,8 1.021,3

Ciclo Idrico 217,9 1.126,6 1.344,5

Ambiente 282,1 1.153,3 1.435,4


Totale Passività 1.646,2 13,5 394,7 1.879,4 2.536,9 6.470,7

Passività di natura finanziaria e

finanziamenti2.536,9 2.536,9

Passività di natura fiscale 91,5 76,1 167,5

Passività di Gruppo non allocate 4,8 13,5 4,1 1.879,4 1.901,9

Passività di Settore 1.549,9 0,0 314,5 0,0 0,0 1.864,4

‐ di cui:

GAS 478,1 78,3 556,4

En. El. 472,0 16,0 488,0

Ciclo Idrico 219,4 68,0 287,5

Ambiente 335,5 145,6 481,1


Totale Complessivo ‐31,5 4.292,7 ‐394,7 ‐1.879,4 ‐1.987,1 0,0




157

2.03.02 Note esplicative parti correlate

Gestione dei servizi

Il Gruppo Hera, attraverso la Capogruppo Hera Spa, è concessionaria in gran parte del territorio di competenza e nella

quasi totalità dei comuni azionisti (province di Modena, Bologna, Ferrara, Forlì‐Cesena, Ravenna e Rimini), dei servizi

pubblici locali d’interesse economico (distribuzione di gas naturale a mezzo di gasdotti locali, servizio idrico integrato e

servizi ambientali, comprensivi di spazzamento, raccolta, trasporto e avvio al recupero e allo smaltimento dei rifiuti).

Il servizio di distribuzione dell’energia elettrica è svolto nei comprensori di Modena e Imola. Altri servizi di pubblica

utilità (tra questi, teleriscaldamento urbano, gestione calore e pubblica illuminazione) sono svolti in regime di libero

mercato ovvero attraverso specifiche convenzioni con gli enti locali interessati. Attraverso appositi rapporti

convenzionali con gli enti locali, ad Hera Spa è demandato il servizio di trattamento e smaltimento rifiuti, escluso

dall’attività di regolazione svolta dall' Autorità d'ambito (ex Aato, ora Atersir).

Alle Autorità d'ambito la normativa regionale e nazionale di settore assegna le responsabilità di affidamento,

pianificazione e controllo in materia di gestione dei servizi idrico integrato e d’igiene urbana.

Nel rispetto della citata normativa regionale e nazionale di riferimento, il Gruppo Hera ha proceduto alla stipula di

apposite convenzioni con le Aato, che determinano l’entrata in vigore della pianificazione tecnica e tariffaria d’ambito.

Settore idrico

Il servizio idrico gestito da Hera nel territorio di competenza è svolto sulla base di convenzioni stipulate con le ex Aato

(ora Atersir), di durata variabile, normalmente ventennale. L’affidamento ad Hera della gestione del servizio idrico

integrato ha ad oggetto l’insieme delle attività di captazione, potabilizzazione, distribuzione e vendita di acqua potabile

ad uso civile e industriale e il servizio di fognatura e depurazione. Le convenzioni prevedono anche in capo al gestore

l’esecuzione delle attività di progettazione e realizzazione di nuove reti e impianti da utilizzarsi per l’erogazione del

servizio. La gestione del servizio è affidata in esclusiva ad Hera dai diversi Comuni del territorio, con obbligo del

Comune di non consentire a terzi di collocare, nel sottosuolo di sua proprietà e del demanio, condutture senza il

preventivo assenso della società.

Le convenzioni regolano gli aspetti economici del rapporto contrattuale, ma anche le forme di gestione del servizio,

nonché gli standard prestazionali e di qualità. Le tariffe unitarie sono stabilite annualmente dall'Autorità territoriale

Atersir sulla base di accordi economici pluriennali in coerenza con le previsioni di legge.

Gli enti locali affidanti concedono al gestore, anche a titolo gratuito, il diritto di utilizzare la rete e gli impianti per il

funzionamento del ciclo idrico integrato. Nella maggior parte degli ambiti gestiti da Hera, gli enti locali hanno conferito

la proprietà delle reti e degli impianti ad apposite società degli asset. Al termine della concessione Hera ha l’obbligo di

riconsegnare alle società degli asset, ovvero ai Comuni, i beni utilizzati per l’erogazione del servizio.

Eventuali opere, realizzate per l’innovazione o il potenziamento delle reti, dovranno essere restituite a fronte del

pagamento del valore residuo di tali beni. I rapporti di Hera con l’utenza sono disciplinati dalle norme di settore, dalle

disposizioni del legislatore regionale e delle Agenzie d’ambito; gli obblighi dell’esercente in termini di qualità del

servizio e della risorsa, nonché i diritti degli utenti, sono descritti nelle apposite carte dei servizi redatte dal gestore

sulla base di schemi di riferimento approvati dalle Aato.




158

Settore Ambiente

Hera gestisce il servizio di gestione rifiuti urbani; le convenzioni stipulate con le ex Aato (ora Atersir) hanno ad oggetto

la gestione esclusiva dei servizi di raccolta, trasporto, spazzamento e lavaggio delle strade, avvio al recupero e allo

smaltimento dei rifiuti, ecc. Le convenzioni stipulate con le ex Aato regolano gli aspetti economici del rapporto

contrattuale ma anche le modalità di organizzazione e gestione del servizio e i livelli quantitativi e qualitativi delle

prestazioni erogate. Il corrispettivo spettante al gestore per le prestazioni svolte è di norma definito annualmente in

coerenza con quanto previsto dal Dpr 158/1999, laddove è istituita la tariffa. Per l’esercizio degli impianti di

trattamento dei rifiuti il Gruppo Hera è soggetto all’ottenimento di autorizzazioni provinciali.

Gestione delle reti, degli impianti e delle dotazioni patrimoniali

Le infrastrutture necessarie all’esercizio dei servizi affidati in gestione ad Hera, tra cui i gasdotti locali e le reti

acquedottistiche e fognarie sono, in parte, di proprietà di Hera e in parte di proprietà di terzi (comuni, o società

patrimoniali di proprietà degli enti locali).

In particolare, le società patrimoniali (c.d. società degli asset) risultano proprietarie dei beni strumentali alla gestione

dei servizi a seguito di conferimento diretto dei beni da parte dei Comuni (generalmente azionisti di Hera) ovvero a

seguito dell’assegnazione alle stesse dei rami d’azienda “patrimoniali”; assegnazione che è avvenuta, nella quasi

totalità dei casi, in occasione delle operazioni societarie di aggregazione delle aziende del perimetro

emiliano‐romagnolo in Seabo Spa (poi Hera Spa).

Nel caso di beni in proprietà degli Enti locali e società degli asset i rapporti tra il gestore del servizio e i soggetti

proprietari sono regolati dalle convenzioni di affidamento dei servizi ovvero da contratti di affitto di ramo d’azienda,

nonché, in via residuale dalle normative di settore.

Per quanto attiene l’aspetto economico, i contratti d’affitto di ramo d’azienda fissano il corrispettivo dovuto dal gestore

agli enti proprietari per l’uso delle reti e degli impianti. In forza di tali contratti Hera è tenuta ad effettuare, a propria

cura e spese, la manutenzione ordinaria e straordinaria degli impianti nonché gli ampliamenti di rete, così come

previsto nel piano degli investimenti concordato con le società degli asset e, laddove rilevanti, dai piani d’ambito

predisposti dalle ex Aato.

Alla scadenza dei contratti di affitto, è prevista la restituzione dei rami d’azienda alla proprietà, in normale stato di

manutenzione. Tutte le opere realizzate da Hera, di ampliamento e di manutenzione straordinaria, saranno parimenti

restituite agli Enti locali dietro corresponsione di un indennizzo/conguaglio corrispondente, in linea generale, al valore

netto contabile o al valore industriale residuo dei relativi cespiti.

Settore energia

La durata delle concessioni di distribuzione di gas naturale a mezzo di gasdotti locali, inizialmente fissata in periodi tra

dieci e trenta anni dagli atti originari d’affidamento stipulati con i Comuni, è stata rivista dal decreto 164/2000

(decreto Letta, di recepimento della direttiva 98/30/Ce) e da successivi interventi di riordino dei mercati dell’energia,

citati nella parte “Regolamentazione” della relazione al bilancio. Hera Spa gode degli incrementi delle durate residue

previste per i soggetti gestori che hanno promosso operazioni di parziale privatizzazione e aggregazione. La durata

delle concessioni di distribuzione è immutata rispetto a quella prevista all’atto della quotazione.

Le convenzioni collegate alle concessioni di distribuzione hanno ad oggetto la distribuzione del gas metano od altri

similari, per riscaldamento, usi domestici, artigianali, industriali e per altri usi generici. Le tariffe per la distribuzione

del gas sono fissate ai sensi della regolazione vigente e delle periodiche deliberazioni dell’Autorità per l’energia

elettrica e il gas. Il territorio sul quale Hera esercisce il servizio di distribuzione del gas è suddiviso in “ambiti tariffari”

nei quali, alle diverse categorie di clienti, è applicata una tariffa uniforme di distribuzione.




159

Per quanto attiene all’energia elettrica, gli affidamenti (di durata trentennale e rinnovabili ai sensi della vigente

normativa) hanno ad oggetto l’attività di distribuzione di energia comprendente, tra l’altro, la gestione delle reti di

distribuzione e l’esercizio degli impianti connessi, la manutenzione ordinaria e straordinaria, la programmazione e

individuazione degli interventi di sviluppo, nonché la misura. La sospensione, ovvero decadenza della concessione,

può determinarsi, a giudizio dell’autorità di settore, a fronte del verificarsi di inadempimenti e di violazioni imputabili

alla società concessionaria che pregiudichino in maniera grave e diffusa la prestazione del servizio di distribuzione e

misura dell’energia elettrica.

La società concessionaria è obbligata ad applicare ai clienti le tariffe fissate dalle norme vigenti e dalle deliberazioni

adottate dall’autorità per l’energia elettrica e il gas. La normativa tariffaria in vigore al momento dell’approvazione del

bilancio semestrale consolidato cui è allegata la presente relazione è la delibera dell’autorità per l’energia elettrica e il

gas ARG/elt n. 199/2011 e successive modificazioni e integrazioni (“Disposizioni dell’Autorità per l’energia elettrica e il

gas per l’erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell’energia elettrica per il periodo di

regolazione 2012‐2015 e disposizioni in materia di condizioni economiche per l’erogazione del servizio di

connessione”), che ha sostituito la previgente delibera n. 348/2007 applicabile sino al 31/12/2011 (“Testo integrato

delle disposizioni per l’erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell’energia elettrica per il periodo

di regolazione 2008‐2011 e disposizioni in materia di condizioni economiche per l’erogazione del servizio di

connessione”).




160

I valori riportati nella tabella al 30 giugno 2012 sono relativi alle parti correlate di seguito elencate:

Gruppo A. Parti correlate società controllate non consolidate:

Calorpiù Italia Scarl in liquidazione

Consorzio Frullo in liquidazione

Q.Thermo Srl

Solhar Alfonsine Srl

Solhar Piangipane Srl

Solhar Ravenna Srl

Solhar Rimini Srl

Sviluppo Ambiente Toscana

Gruppo B. Parti correlate società collegate e a controllo congiunto:

Adriatica Acque Srl

Aimag Spa

Enomondo Srl

Estense Global Service Soc.Cons.a r.l.

FlameEnergy Trading Gmbh

Ghirlandina Solare Srl

Modena Network Spa

Natura Srl in liquidazione

Oikothen Scrl

Refri Srl

Sei Spa

Service Imola Srl

Set Spa

Sgr Servizi Spa

So.Sel Spa

Tamarete Energia Srl

Gruppo C. Parti correlate a influenza notevole*:

Comune di Bologna

Comune di Cesena

Comune di Casalecchio

Comune di Ferrara

Comune di Forlì

Comune di Imola

Comune di Modena

Comune di Ravenna

Comune di Rimini

Livia Tellus Governance Spa

HSST ‐ Modena Spa




161

Gruppo D. Altre parti correlate:

Acosea Impianti Srl

Amir ‐ Assets

Aspes Spa

Azimut ‐ Assets

Calenia Energia Spa

Con.Ami

Energia Italiana Spa

Fiorano Patrimonio Srl

Formigine Patrimonio Srl

Galsi Spa

Holding Ferrara Servizi srl

Maranello Patrimonio Srl

Megas Net Spa

Ravenna Holding Spa

Rimini Holding Spa

Romagna Acque Spa

Sassuolo Gestioni Patrimoniali Srl

Serramazzoni Patrimonio Srl

Sis ‐ Assets

Sis Società Intercomunale di Servizi Spa in liquidazione

Team ‐ Assets

Unica Reti ‐ Assets

Wimaxer Spa

*A partire dal 1° gennaio 2011 sono state considerate quali società correlate ad influenza notevole anche i Comuni di

Cesena, Ferrara, Forlì, Imola, Ravenna e Rimini. Nello schema di conto economico non sono evidenziate le relative

posizioni per il 30 giugno 2011, per ragguardevoli difficoltà connesse all’ottenimento puntuale di tali informazioni.

Considerata però la natura continuativa dei rapporti sottostanti, si ritiene che tali valori possano essere

ragionevolmente in linea con i medesimi alla data del 30 giugno 2012. NeIlo schema della situazione patrimoniale‐

finanziaria, i valori sono invece evidenziati sia per il 31 dicembre 2011, sia per il 30 giugno 2012.




162

2.04.01 Indebitamento finanziario netto consolidato

Secondo quanto richiesto dalla Comunicazione Consob del 28 luglio 2006 e in conformità con la raccomandazione del

Cers del 10 febbraio 2005 “Raccomandazioni per l’attuazione uniforme del regolamento della commissione europea

sui prospetti informativi”, si segnala che la posizione finanziaria netta consolidata è la seguente:

milioni di euro 30‐giu‐2012 31‐dic‐2011


b Altri crediti finanziari correnti 41,5 42,9

Debiti bancari correnti (58,8) (78,8) Parte corrente dell'indebitamento bancario (36,4) (39,1) Altri debiti finanziari correnti (0,5) (0,5)Debiti per locazioni finanziarie scadenti entro l'esercizio successivo (3,1) (3,7)


d=a+b+c Indebitamento finanziario corrente netto 449,4 336,0

e Crediti finanziari non correnti 14,3 11,0

Debiti bancari non correnti e obbligazioni emesse (2.558,7) (2.328,8)

Altri debiti finanziari non correnti 0,0 0,0

Debiti per locazioni finanziarie scadenti oltre l'esercizio successivo (4,2) (5,3)


g=e+f Indebitamento finanziario non corrente netto (2.548,6) (2.323,1)

h=d+g Indebitamento finanziario netto (2.099,2) (1.987,1)




163

2.04.02 Indebitamento finanziario netto – delibera 15519 del 2006

A B C D A B C D


b Altri crediti finanziari correnti 41,5 42,9 di cui correlate 28,7 0,2 28,1 0,4

Debiti bancari correnti (58,8) (78,8) Parte corrente dell'indebitamento bancario (36,4) (39,1) Altri debiti finanziari correnti (0,5) (0,5) Debiti per locazioni finanziarie scadenti entro l'esercizio successivo (3,1) (3,7)


d=a+b+c Indebitamento finanziario corrente netto 449,4 28,7 0,2 336,0 28,1 0,4

e Crediti finanziari non correnti 14,3 11,0 di cui correlate 13,9 10,6

Debiti bancari non correnti e obbligazioni emesse (2.558,7) (2.328,8) Altri debiti finanziari non correnti 0,0 0,0 Debiti per locazioni finanziarie scadenti oltre l'esercizio successivo (4,2) (5,3)


g=e+f Indebitamento finanziario non corrente netto (2.548,6) 13,9 (2.323,1) 10,6

di cui correlate

h=d+g Indebitamento finanziario netto (2.099,2) (1.987,1) di cui correlate 42,6 0,2 38,7 0,4

Variazione parti correlate:Hera spa ha concesso finanziamento fruttifero alla società Tamarete Energia Srl 27,2 26,7Herambiente ha concesso un finanziamento fruttifero alla società Refri Srl 0,2 0,2

Acantho Spa ha concesso finanaziamento fruttifero alla società Modena Network Spa 0,9 0,9Hera Spa ha concesso finanziamento fruttifero alla società Modena Network Spa 1,0 1,0Hera Spa ha concesso finanziamento fruttifero alla società Oikothen Scral 2,6 0,3Hera spa ha concesso finanziamento fruttifero alla società Set Spa 7,1 5,9Hera Spa ha concesso finanziamento fruttifero alla società Sei Spa 3,4 3,3Hera Energie Rinnovabili Spa ha concesso un finanziamento fruttifero a Ghirlandina Solare Srl 0,2 0,2Acantho ha concesso un finanziamento non fruttifero alla società Wimaxer Spa 0,2 0,4Trading ha concesso un finanziamento non fruttifero a Dyne Green 0,2

42,6 0,2 38,7 0,4

di cui correlatemilioni di euro

30‐giu‐2012 di cui correlate 31‐dic‐2011




164

2.05 Partecipazioni: elenco delle società consolidate

Società Controllate

Denominazione Sede legale Capitale SocialeInteressenza

complessiva

diretta indiretta

Capogruppo: Hera Spa Bologna 1.115.013.754

Acantho Spa Imola (Bo) 22.500.000 79,94% 79,94%

Acque Srl Pesaro 102.700 40,64% 40,64%

Akron Spa Imola (Bo) 1.152.940 43,13% 43,13%

ASA Scpa Castelmaggiore (Bo) 1.820.000 38,25% 38,25%

Consorzio Akhea Fondo Consortile Bologna 200.000 59,38% 59,38%

Eris Scrl Ravenna 300.000 51,00% 51,00%

Famula On‐line Spa Bologna 4.364.030 100,00% 100,00%

Feronia Srl Finale Emilia (Mo) 2.430.000 52,50% 52,50%

Frullo Energia Ambiente Srl Bologna 17.139.100 38,25% 38,25%

Gal.A. Spa Bologna 300.000 45,00% 45,00%

HeraAmbiente Spa Bologna 271.148.000 75,00% 75,00%

Hera Comm Srl Imola (Bo) 53.136.987 100,00% 100,00%

Hera Comm Marche Srl Urbino (Pu) 1.977.332 69,37% 69,37%

Hera Energie Srl Bologna 926.000 51,00% 51,00%

Hera Energie Rinnovabili Spa Bologna 1.832.000 100,00% 100,00%

Hera Luce Srl San Mauro Pascoli (Fc) 1.000.000 89,58% 89,58%

Hera Servizi Cimiteriali S.r.l. Bologna 20.000 100,00% 100,00%

Hera Servizi Funerari S.r.l Bologna 10.000 100,00% 100,00%

Herasocrem Srl Bologna 100.000 51,00% 51,00%

Hera Trading Srl Imola (Bo) 22.600.000 100,00% 100,00%

Marche Multiservizi Spa Pesaro 13.450.012 40,64% 40,64%

Medea Spa Sassari 4.500.000 100,00% 100,00%

MMS Ecologica Srl Pesaro 95.000 40,64% 40,64%

Naturambiente Srl Pesaro 50.000 40,64% 40,64%

Nuova Geovis Spa Sant'Agata Bolognese (Bo) 2.205.000 38,25% 38,25%

Romagna Compost Srl Cesena (Fc) 3.560.002 45,00% 45,00%

Sinergia Srl Forlì (Ce) 579.600 59,00% 59,00%

Sotris Spa Ravenna 2.340.000 5,00% 52,50% 57,50%

Uniflotte Srl Bologna 2.254.177 97,00% 97,00%

Società a Controllo Congiunto


complessiva

diretta indiretta

Enomondo Srl Faenza (Ra) 14.000.000 37,50% 37,50%

Società Collegate


complessiva

diretta indiretta

Aimag Spa* Mirandola (Mo) * 78.027.681 25,00% 25,00%

FlameEnergy Trading Gmbh Vienna 3.000.000 50,00% 50,00%

Ghirlandina Solare Srl Concordia Sulla Secchia (Mo) 60.000 33,00% 33,00%

Modena Network Spa Modena 3.000.000 14,00% 23,98% 37,98%

Oikothen Scarl in liquidazione Siracusa 63.332 46,10% 46,10%

Refri Srl Reggio Emilia 6.800.000 15,00% 15,00%

Set Spa Milano 120.000 39,00% 39,00%

So.Sel Spa Modena 240.240 26,00% 26,00%

Sgr Servizi Spa Rimini 5.982.262 29,61% 29,61%

Tamarete Energia Srl Ortona (Ch) 3.600.000 32,00% 32,00%

* il capitale sociale della società è costituito da € 67.577.681 di azioni ordinarie e da € 10.450.000 di azioni correlate

Percentuale

posseduta

Percentuale

posseduta

Percentuale

posseduta




165

2.06 Attestazione art.154 bis decreto legislativo 58/98




166

2.07 Relazione della Società di Revisione




167

HERA S.p.A. Holding Energia Risorse Ambiente Sede legale: Viale Carlo Berti Pichat 2/4 40127 Bologna tel. 051.287.111 fax 051.287.525 www.gruppohera.it C.F./Partita IVA Registro Imprese BO 04245520376 Capitale Sociale int. vers. € 1.115.013.754 i.v.

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