Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2013

Gruppo Hera – Relazione Finanziaria Semestrale Consolidata al 30 giugno 2013

Approvata nel CdA di Hera Spa del 28 agosto 2013

RELAZIONE

FINANZIARIA

SEMESTRALE

CONSOLIDATA

AL 30 GIUGNO 2013



Gruppo Hera – Relazione finanziaria semestrale 30 giugno 2013

0 Introduzione

Mission 001

Struttura del Gruppo 002

Organi di amministrazione e controllo 003

Dati di sintesi 004

Storia 005

Approccio strategico e piano industriale 006

L’evoluzione del business 009

Andamento del titolo in Borsa e relazioni con l’azionariato 012

1 Relazione sulla gestione 1.01 Premessa 016

1.02 Eventi societari e fatti di rilievo successivi alla chiusura

del trimestre 018

1.03 Andamento al 30 giugno 2013 del Gruppo: 020

1.03.01 Risultati economico ‐ finanziari e investimenti 021

1.03.02 Quadro regolatorio e ricavi regolamentati 032

1.03.03 Analisi per aree d'affari 047

1.04 Politica commerciale e customer care 059

1.05 Politica di approvvigionamento e trading 063

1.06 Politica finanziaria e rating 065

1.07 Ricerca e sviluppo 069

1.08 Risorse umane e organizzazione 072

1.09 Sistemi informativi 079

1.10 Qualità sicurezza e ambiente 081



2 Bilancio semestrale consolidato abbreviato Gruppo Hera

2.01 Schemi di bilancio consolidati

2.01.01 Conto economico consolidato 086

2.01.02 Conto economico complessivo consolidato 087

2.01.03 Situazione patrimoniale‐finanziaria consolidata 088

2.01.04 Rendiconto finanziario consolidato 090

2.01.05 Prospetto delle variazioni del patrimonio

netto consolidato 091

2.02 Schemi di bilancio delibera 15519 del 2006 ‐ Parti correlate

2.02.01 Conto economico 093

2.02.02 Situazione patrimoniale‐finanziaria 094

2.02.03 Rendiconto finanziario 095

2.03 Note esplicative

2.03.01 Note esplicative consolidate 098

2.03.02 Note esplicative parti correlate 184

2.04 Indebitamento finanziario netto

2.04.01 Indebitamento finanziario netto consolidato 188

2.04.02 Indebitamento finanziario netto

‐ delibera 15519 del 2006 189

2.05 Partecipazioni: elenco delle società consolidate 190

2.06 Attestazione art.154 bis decreto legislativo 58/98 192

2.07 Relazione della Società di Revisione 193



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".

1



Struttura del Gruppo

*oltre al 5% Herambiente

*oltre al 5% Hera Spa

TAMARETE ENERGIA Srl

32%

*Sviluppo Ambiente Toscana Srl

95%

Q.tHermo Srl 40%

AKRON Spa 57,50%

ENERGIA ITALIANA Spa

11%

SET Spa 39%

HERA Spa

UNIFLOTTE Srl 97%

Calenia Energia Spa 15%

ACEGAS-APS Spa 99,784%

HERA LUCE Srl 89,58%

Consorzio Akhea 51%

ROMAGNA COMPOST Srl

60%

*SOTRIS Spa 70%

ASA Scpa 51%

FEA Srl 51%

ENOMONDO Srl 50%

FERONIA Srl 70%

HERA Energie Rinnovabili Spa

100%

GALSI Spa 10,41%

HERA COMM Srl 100%

HERA TRADING Srl 100%

Estense Global Service Scarl

23%

AIMAG Spa 25%

SERVICE IMOLA Srl 40%

Ghirlandina Solare Srl 33%

SO.SEL. Spa 26%

Hera Comm Marche Srl 57,38%

SGR SERVIZI Spa 29,61%

MEDEA Spa 100%

HERA ENERGIE Srl 51%

SINERGIA Srl 59%

ACANTHO Spa 79,94%

Partecipazioni detenute da Hera Spa

MARCHE MULTISERVIZI Spa

44,62%

MMS Ecologica Srl 100%

Naturambiente Srl 100%

ADRIATICA ACQUE Srl 22,32%

HERAMBIENTE Spa 75%

SEI Spa 20%

AcegasAps Spa è stata acquisita da Hera Spa con decorrenza 01 gennaio 2013 e le sue partecipate sono le seguenti: Centro Idrico di

Novoledo Srl, Isontina Reti Gas Spa, Trieste Onoranze Trasporti Funebri Srl, Amga Spa, Nestambiente Srl e la sua partecipata

Energeica Srl, Adria Link Srl, Rilegas EAD, AcegasAps Service Srl, La Dolomiti Ambiente Spa, SIL Srl e la sua partecipata CST Srl,

Elettrogorizia Spa, SIGAS Doo, Estenergy Spa, Est Reti Elettriche Spa, Iniziative Ambientali Srl, Estpiù Spa, Sinergie Spa e le sue

partecipate Veneta Sanitaria Finanza di Progetto Spa, Insigna Srl, Tri-Generazione Srl, Aristea Sinergie Illuminazione Sca rl. E' in corso

un processo di razionalizzazione che coinvolgerà le suddette società partecipate.

Energonut Spa si è fusa in Herambiente Spa con effetti decorrenti dal 01 luglio 2013.

E' prevista la fusione di Nuova Geovis Spa in Herambiente Spa con effetti decorrenti dal 31 dicembre 2013.

In seguito all'acquisizione dell'intero capitale sociale di GAL.A Spa, è prevista, entro il 31 dicembre 2013, la fusione di quest'ultima in

Herambiente Spa.

E' prevista, entro il 31 dicembre 2013, la fusione di Modena Network Spa in Acantho Spa.

E' prevista, entro il 31 dicembre 2013, la messa in liquidazione di FlameEnergy Trading Gmbh.

E' prevista, entro il 31 ottobre 2013, la cessione della partecipazione detenuta da Hera Comm Srl in Eris Sca rl.

2



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

Consigliere Giovanni Perissinotto

Consigliere Cesare Pillon

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

Componente Giovanni Perissinotto***


Membro Filippo Bocchi

Membro Mario Viviani

PricewaterhouseCoopersSocietà di Revisione

Consiglio di Amministrazione

Collegio Sindacale

Comitato Etico

Comitato Esecutivo

Comitato Controllo e Rischi

Comitato per la Remunerazione

* Deceduto il 18 marzo 2013

** Dimissionario il 14 marzo 2013

*** In carica dal 24 gennaio 2013

3



Dati di sintesi

0,7 0,9

1,2 1,3 1,8

2,1 1,8 2,0

2,3 2,4

1H '04 1H '05 1H '06 1H '07 1H '08 1H '09 1H '10 1H '11 1H '12 1H '13

Ricavi (mld€)

CAGR +14,9%

133 155210 211

258 271314 344 358

445

1H '04 1H '05 1H '06 1H '07 1H '08 1H '09 1H '10 1H '11 1H '12 1H '13

Margine operativo lordo (m€)

CAGR +14,4%

83 95122 114

143 144175

199 206247

1H '04 1H '05 1H '06 1H '07 1H '08 1H '09 1H '10 1H '11 1H '12 1H '13

Reddito operativo (m€)

CAGR +12,8%

4155

37 41 4763 71 74

165

1H '05 1H '06 1H '07 1H '08 1H '09 1H '10 1H '11 1H '12 1H '13

Utile netto post minorities (m€)

CAGR +19,2%

1,3 1,8

2,4 2,8 3,0 3,3 3,6 3,8 3,9

4,9

1H '04 1H '05 1H '06 1H '07 1H '08 1H '09 1H '10 1H '11 1H '12 1H '13

Capitale investito netto (mld€)

CAGR +15,9%

3,5

5,3 5,7 7,0

8,0 8,0 8,0 8,0 9,0 9,0 9,0

'02 '03 '04 '05 '06 '07 '08 '09 '10 '11 '12

DPS (cent €)

CAGR +9,9%

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Storia

Di seguito per semplicità, il Gruppo AcegasAps sarà denominato come “AcegasAps” e il perimetro del

Gruppo Hera omogeneo al 2012 come “Hera”.

L’operazione di aggregazione con AcegasAps

La progressiva strategia di espansione territoriale di Hera, attraverso il consolidamento di aziende multi-

utility nelle aree limitrofe al territorio di riferimento, ha condotto il Gruppo a coprire il 70% dei clienti in Emilia-

Romagna e a penetrare nella regione delle Marche.

Nell’esercizio passato, Hera ha continuato il percorso di espansione con l’aggregazione di AcegasAps,

un’operazione che risulta essere la più significativa in termini assoluti realizzata dal Gruppo fino a oggi.

AcegasAps ha una presenza industriale focalizzata sui settori dell’Energia, del Ciclo Idrico e dell’Ambiente e

contribuisce sia sulle dimensioni di ciascuno dei business principali di Hera che in quelle del presidio delle

filiere. L’aggregazione con AcegasAps rafforza tutte le posizioni competitive sui mercati liberalizzati. Il nuovo

Gruppo si conferma nel 2013 leader nell’ambiente, diviene terzo nel settore gas e quinto in quello elettrico,

espandendo la propria presenza sui mercati regolamentati. Ciò consente di affrontare al meglio le sfide

competitive di un mercato che copre il Nord-Est e la prospettiva delle future gare per l'affidamento dei servizi

in concessione.

Inoltre, la nuova realtà si offre con maggiore vigore quale polo di aggregazione all’interno dei territori

contigui, caratterizzati da un’elevata frammentazione di aziende fornitrici dei servizi “utility”.

L’aggregazione con AcegasAps, efficace a partire dal 1 gennaio 2013, porta il Gruppo a una dimensione di

valore della produzione 2012 “rettificato” pari a 5,3 miliardi di euro, un Mol “rettificato” di circa 794,8 milioni di

euro e un Utile Netto “rettificato” di circa 145,2 milioni di euro, con una solidità finanziaria testimoniata dal

rapporto tra indebitamento netto ed EBITDA “rettificato” intorno a 3,3x, confermandola come il secondo

Gruppo nazionale tra le Local Utilities, con leadership e posizionamento di assoluto rilievo in tutti i business

ed il primo per capitalizzazione di mercato.

Il potenziale sinergico dell’operazione esprimibile dal nuovo assetto organizzativo è stato preliminarmente

stimato in circa euro 25 milioni/anno a regime, conseguibili nei diversi ambiti operativi, data le

complementarietà del portafoglio attività, cui andranno ad aggiungersi gli effetti dei possibili ulteriori sviluppi

del Gruppo post fusione, sia a livello territoriale che di singole aree di business. Il conseguimento di queste

sinergie renderà l’operazione di aggregazione migliorativa per quanto concerne gli utili per azione per l’intera

compagine dei soci.

All’inizio del mese di maggio è stata conclusa la procedura di delisting prevista a seguito del positivo esito

dell’OPAS che ha portato ad ottenere il controllo completo delle azioni AcegasAps. Dall’inizio dell’esercizio

2013 sono state inoltre avviate le operazioni di riorganizzazione ed integrazione delle attività operative di

AcegasAps. I resoconti semestrali evidenziano già il miglioramento dei dati di bilancio del Gruppo..

La fusione con AcegasAps è stata l’unica rilevante operazione di aggregazione effettuata recentemente in

campo multi-utilities ed ha ottenuto l’apprezzamento del Fondo Strategico Italiano, intento a sostenere il

processo di consolidamento del settore. Nel mese di luglio 2013 l’accordo che prevede l’entrata nel capitale

sociale di Hera da parte del Fondo Strategico Italiano e firmato dalle parti nel settembre 2012 è stato rivisto

dopo il verificarsi di alcuni eventi che costituivano elementi di incertezza concernenti la sua applicazione. La

revisione ha inoltre introdotto una clausola di lock up di 24 mesi sulle azioni che saranno sottoscritte dal

Fondo Strategico Italiano stesso.

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Approccio strategico e piano industriale

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 un “particolare” modello di business atto ad espandere il Gruppo e gestire in maniera sempre più

efficiente i servizi primari, al fine di soddisfare i principali stakeholder. Dal 2002, questa strategia ha

continuato a sostenere una crescita ininterrotta dei risultati attraverso tutte le principali leve a disposizione.

La strategia è basata sui punti di forza del Gruppo, ovvero un 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.

Imperativo strategico di Gruppo è preservare la base clienti, ponendo grande attenzione alla qualità del

servizio, all’assistenza post vendita e all’offerta integrata di un set completo di servizi primari del portfolio

multi-business. Inoltre, la strategia di sviluppo ha mirato al mantenimento dell’equilibrio tra le diverse attività,

per mantenere un basso profilo di variabilità/rischio dei risultati del Gruppo.

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 11 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 rischio contenuto, in grado di

soddisfare gli stakeholder attraverso un 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) In logica di continuità territoriale, applicare il modello di aggregazione innovativo di Hera su

aziende multi-utility in aree limitrofe, focalizzate su attività compatibili e con profili economico-

finanziari in grado di mantenere 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. Dal primo semestre 2013 è stata implementata una riorganizzazione delle attività,

attraverso una struttura aziendale verticalizzata per filiere, che è in grado di migliorare ulteriormente la

gestione delle attività rispetto alla precedente organizzazione, basata su una logica territoriale. La nuova

organizzazione per filiere risulta funzionale a mantenere il saldo legame tradizionale che ha da sempre

costituito un vantaggio competitivo del Gruppo attraverso la costituzione di strutture organizzative dedicate

alle relazioni con i territori.

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

conseguente dismissione dei business minori e la vendita di asset ritenuti non strategici e una

razionalizzazione societaria che ha significativamente snellito l’organigramma, oggi più funzionale alle

logiche di gestione del Gruppo.

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 settore

caratterizzato da grave arretratezza infrastrutturale, l’obiettivo del Gruppo è stato 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 rilevanti 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.

Queste strategie di fondo, sia pur con una declinazione appropriata al nuovo scenario di riferimento, trovano

conferma ancora una volta nel piano industriale 2012-2016.

Tale piano, approvato dal consiglio di amministrazione della Società in data 22 ottobre 2012, è in corso di

aggiornamento, con estensione dell’orizzonte al 2017, a seguito della evoluzione del contesto di mercato dei

diversi business e di alcune modifiche intervenute e attese nel quadro regolatorio, quali, tra le più

significative, (i) la delibera dell’Aeeg 196/2013 emessa in data 13 maggio 2013 che ha modificato la modalità

di calcolo della tariffa di vendita del gas al mercato tutelato ed i cui effetti saranno pienamente recepiti dal 1°

Ottobre 2013 con una riduzione della marginalità rispetto al precedente regime; (ii) l'atteso cambiamento

nella modalità di computazione dei ricavi regolati nella distribuzione gas per il quarto periodo regolatorio

anticipati negli indirizzi fondamentali dai documenti di consultazione dell'Aeeg DCO 56/2013 e 359/2013 che

evidenziano sia le logiche di aggiornamento della remunerazione del capitale investito sia nella copertura dei

costi operativi, nonché gli indirizzi rispetto all’esito delle prossime gare per l’affidamento della gestione del

servizio, il cui percorso è stato oggetto di recenti provvedimenti governativi (per maggiori dettagli, anche su

altri interventi normativi, si rimanda al capito sulla regolazione).

Inoltre il nuovo piano industriale, la cui approvazione è prevista per il prossimo autunno, terrà anche conto

della rivisitazione del Piano Industriale di AcegasAps, che oltre agli effetti evidenziati in precedenza rifletterà

quanto realizzato sul fronte delle sinergie nel corso dei primi 8 mesi di integrazione e gli effetti del

provvedimento emesso in data 17 Aprile 2013 dell'AGCM circa il divieto all’acquisizione del controllo

congiunto su Isontina Rete Gas da parte di AcegasAps ed Italgas."

7



Le attese di crescita future poggiano infatti sulla continuazione dei processi di efficientamento, sull’apporto

derivante della fusione con AcegasAps, su una prevedibile ulteriore espansione per linee di crescita esterne

già individuate e avviate, (operazione con la multi-utility Aimag e mantenimento della copertura del territorio

con i servizi di distribuzione gas) e, infine, sulla prosecuzione delle strategie di espansione nei mercati

liberalizzati. La generazione di cassa prevista da queste iniziative di crescita “organica per linee interne ed

esterne” soddisfa l’obiettivo strategico di migliorare la solidità finanziaria e di mantenere una politica di

distribuzione costante dei dividendi per azione in tutto l’arco di piano.

Le strategie di espansione per linee esterne rimangono, anch’esse, nelle logiche fin qui applicate nel piano

industriale al 2016, con una focalizzazione sui territori limitrofi per le logiche di espansione multi-business e

con una prospettiva nazionale per l’espansione sui liberi mercati.

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Evoluzione dei 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 (oltre 50%) dei materiali di scarto (vetro, carta,

plastica e metalli e biomasse) e sulla valorizzazione del contenuto energetico della parte rimanente,

attraverso trattamenti di termovalorizzazione e di estrazione dei 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 di 7

impianti WTE. Nel 2013 la base impiantistica si arricchisce di altri 3 WTE; uno a Trieste, uno a Padova (con

l’aggregazione di AcegasAps), e 1 WTE in Molise (Energonut acquisito da Veolia nel corso dell’esercizio

passato). Inoltre il Gruppo ha avviato la procedura di richiesta per l’autorizzazione alla costruzione di un

WTE a Firenze. L’assetto di Hera si è inoltre arricchito e completato di altre tipologie di impianti per il

trattamento di bio-masse e di selezione del materiale proveniente dalla raccolta differenziata Oggi, questo

assetto di oltre 80 impianti (senza considerare il contributo di AcegasAps), 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 e il

soddisfacimento di esigenze complesse di smaltimento e di bonifica di siti produttivi.

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

recupero di energia elettrica da rifiuti.

Al fine di razionalizzare le attività, Hera ha costituito, nel 2010, la società Herambiente alla quale sono state

conferite tutte le attività liberalizzate di smaltimento, trattamento e recupero dei rifiuti. Nello stesso anno, il

Gruppo ha aperto l’azionariato di Herambiente al fondo d’investimento infrastrutturale Eiser, garantendo così

il supporto finanziario al futuro sviluppo. L’integrazione con AcegasAps ha ulteriormente rafforzato la

leadership del Gruppo nel settore con un allargamento dell’ambito d’azione poiché le basi situate nel Nord-

Est del Paese conferiscono maggiore forza competitiva ad Hera in quei mercati.

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 (in

media 2023).

A seguito delle fusioni effettuate fin dalla costituzione, dello sviluppo fisiologico delle attività e degli

investimenti realizzati, il Gruppo, escludendo il contributo di AcegasAps, ha sostanzialmente raddoppiato i

clienti, potenziato gli impianti di depurazione, espanso le reti di distribuzione e fognatura per circa 10 mila km

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.

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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 ed ha garantito un’elevata

qualità del servizio e la massima sicurezza ai clienti.

Il Gruppo è il secondo operatore del mercato italiano per volumi venduti, con una presenza continua e

capillare sul territorio di riferimento. A seguito della aggregazione con AcegasAps, Hera ha raggiunto 1,44

milioni di utenti nel settore.

Alla fine dell’esercizio, l’Authority AEEG ha definito un sistema tariffario transitorio per il periodo 2012-2013

che pone fine alla incertezza regolamentare degli ultimi 18 mesi. I principi fondamentali del sistema tariffario

permettono di proseguire con maggiore conforto il piano degli ammodernamenti degli impianti e di sviluppo

delle attività.

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 terza 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 1,12 milioni di utenti, ovvero quasi raddoppiandoli in

10 anni, grazie alle successive integrazioni societarie. Il contributo di AcegasAps permette un significativo

allargamento ulteriore della base clienti, mentre l’apertura in nuovi mercati interessanti (quali quelli del Nord-

Est Italia) porterà il Gruppo, già a partire dal 1 gennaio 2013, al terzo posto nel mercato italiano cpn oltre 1,5

milioni di clienti.

Anche le vendite sono più che raddoppiate nel tempo, portando i volumi gestiti a oltre 3,5 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. AcegasAps apporta una dote importante di assetti impiantistici che permette di

guardare con ottimismo alle future gare per la concessione di distribuzione del gas in tutte le aree di

riferimento.

L’instabile situazione dei mercati energetici 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 (gas russo). Inoltre ha progressivamente diversificato le fonti interne (nazionali),

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 (Heracomm) e una di trading

(Heratrading), grazie alla quale Hera ha avviato la propria operatività diretta su alcuni 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.

Sono inoltre quasi raddoppiati, negli ultimi 10 anni, 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.

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 esistente nel settore gas, come evidenziato in

precedenza (e raggiungere importanti posizioni di mercato a livello nazionale), con vendite annue di circa 10

TWh, su una base decuplicata di oltre 560 mila clienti (733 mila clienti considerando anche il contributo di

AcegasAps).

10



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 due impianti CCGT base load di nuova generazione in Campania (zona

scarsamente infrastrutturata), con una capacità di 1.200 MW installati.

In questo campo, sin dalla sua costituzione, il Gruppo possedeva una partecipazione in Tirreno Power,

attraverso la società Energia Italiana, per una quota equivalente del 5,5% del capitale.

Gli impianti sono stati realizzati attraverso Joint Venture con l’acquisto di partecipazioni di minoranza da

partner esteri di standing internazionale. Va inoltre ricordata l'acquisizione del 32% di Tamarete Energia,

società con base ad Ortona (CH), che nel 2013 ha portato a termine la realizzazione di un impianto a ciclo

combinato da 104 MW installati.

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

l’autosufficienza della provincia in caso di black out della rete nazionale. Infine la dotazione di generazione di

Hera ha visto lo sviluppo di oltre 110MW 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 del Gruppo.

Hera rimane un operatore con una presenza relativamente contenuta nelle attività di generazione; la

maggior parte della domanda di energia elettrica dei clienti finali è infatti prevalentemente coperta da un

portafoglio di contratti di fornitura bilaterali ampiamente diversificato e dall’attività di trading sul mercato.

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 fino a raggiungere una dimensione di quasi

10 mila chilometri che, grazie agli investimenti effettuati, risulta completamente attrezzata con contatori

elettronici e gestita in remoto da un unico centro di telecontrollo, tecnologicamente avanzato. Il contributo

dell’aggregazione di AcegasAps è importante anche in questo settore, in particolare per le potenzialità

commerciali di sviluppo che quei mercati possono offrire ad una realtà integrata delle dimensioni del nuovo

Gruppo.

11



Andamento del titolo in Borsa e relazioni con l’azionariato

Nel corso del primo semestre 2013 il titolo in borsa ha registrato l’andamento illustrato nel grafico seguente,

che evidenzia una performance del +18,7% (con un passaggio da 1,22€ di fine 2012 a 1,4519€ del 28

giugno 2013), superiore al mercato azionario (-5,4%) continuando il trand rialzista evidenziato nel 2012.

L’andamento del titolo Hera ha inoltre evidenziato una stabilità superiore all’indice delle local-utilities italiane

che ha registrato una performance nel 2013 del +36,9%, recuperando le importanti oscillazioni negative

dell’esercizio passato.

Nonostante il perdurare delle difficoltà macro-congiunturali sia politiche che finanziarie, il titolo Hera, sorretto

da una rivalutazione del settore local utilities e grazie anche ai buoni risultati annuali 2012 pubblicati alla fine

di marzo, ha mantenuto un andamento positivo nella prima parte dell’esercizio. La migliore performance ha

coinciso anche con il buon esito dell’OPAS su AcegasAps, che ha permesso di avviare la procedura di de-

listing dell’azienda, portato a termine durante il primo semestre 2013.

Oggi i soci pubblici sono rappresentati da 189 Comuni del territorio di riferimento e detengono il 61,0% delle

azioni ordinarie del capitale sociale di Hera, costituito da 1.342.876.078l. Nel corso del semestre il numero è

aumentato di 227.862.324 azioni, di cui 143.380.7651 assegnate ai Comuni di Trieste e Padova a fronte

dell’operazione di fusione con AcegasAps Holding Srl divenuta efficace dal 1 gennaio 2013. La parte

rimanente (84.481.673 azioni) è stata assegnata agli azionisti privati di AcegasAps che hanno aderito

all’OPAS. In seguito a queste operazioni straordinarie, il Gruppo Hera ha raggiunto il totale controllo delle

Azioni ordinarie di AcegasAps il cui titolo è stato, conseguentemente, ritirato dalle quotazioni sul mercato

ufficiale di Borsa Italiana.

Andamento del titolo Hera al 30 giugno 2013

‐10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

28/12/2012

08/01/2013

15/01/2013

22/01/2013

29/01/2013

05/02/2013

12/02/2013

19/02/2013

26/02/2013

05/03/2013

12/03/2013

19/03/2013

26/03/2013

04/04/2013

11/04/2013

18/04/2013

25/04/2013

03/05/2013

10/05/2013

17/05/2013

24/05/2013

31/05/2013

07/06/2013

14/06/2013

21/06/2013

28/06/2013

Hera FTSE All shares Local Utilities

+18,7% (5,4%) +36,9%

12



Dal 2006, Hera ha adottato un piano di riacquisto di azioni proprie che prevede un limite massimo di 15

milioni di azioni, per un importo complessivo di 60 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 30 aprile 2013 ha rinnovato il piano di acquisto di azioni proprie per ulteriori

18 mesi, per un importo massimo complessivo di 40 milioni di Euro per un totale di 25 milioni di azioni. Al 30

giugno 2013 Hera deteneva in portafoglio circa 13,8 milioni di azioni proprie.

Nel corso degli ultimi 10 anni, la remunerazione degli azionisti ha sempre evidenziato dividendi costanti o

crescenti, anche nei momenti più delicati connessi alla crisi macro-economica degli ultimi anni. La proposta

del C.d.A., sottoposta ed approvata dall’Assemblea degli Azionisti, di un dividendo per azione di 9 centesimi

di euro

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

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

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

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

garantire agli investitori una pluralità di opinioni indipendenti. Nel tempo tale copertura è aumentata fino a

raggiungere 15 studi, con broker globali come Citigroup e Merrill Lynch. La crisi finanziaria di questi anni ha

causato profonde ristrutturazioni negli istituti bancari, portando il numero degli studi che coprono il titolo Hera

a 7 (negli ultimi 2 anni sono stati interrotti gli studi di Banca Aletti, Banca IMI, Centrobanca, Deutsche Bank,

Exane, Merrill Lynch, Mediobanca, Sogen e Unicredit); nonostante ciò, Hera gode ancora di un “coverage”

tra i più ampi del settore local-utilities: Alpha Value, Banca Akros, Citi, Equita, ICBPI, Intermonte e

KeplerCheuvreux. Alla fine del semestre, Hera gode di un bilanciamento tra valutazioni “Buy”/”Outperform” e

pareri “Hold/Neutral” e non sono presenti giudizi negativi. Il prezzo obiettivo medio dell’azione a 12-18 mesi,

espresso dalle valutazioni degli analisti, è attorno a 1,63 euro ad azione.

Free float31,2%

Patto soci privati8,0%

Comuni Provincia di Ferrara 2,6%

Comuni Provincia di Bologna 15,4%

Comuni Provincia di Modena 10,5%

Comuni Province della Romagna 21,7%

Comuni Provincia di Trieste 5,3%

Comuni Provincia di Padova 5,3%

13



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 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. Per il quarto anno

consecutivo la comunicazione finanziaria on-line di Hera è salita sul podio della classifica nazionale

Webranking, stilata da KWD, relativa alle maggiori aziende nazionali quotate: nel 2012 il sito del Gruppo ha

infatti conquistato il secondo posto, posizionandosi davanti a molte realtà italiane di grandi dimensioni ed è

risultato il miglior strumento di comunicazione delle utility italiane.

Sin dalla sua fondazione nel 2002, Hera ha dato particolare importanza al confronto diretto con gli investitori,

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

Francia, Svizzera, Paesi Bassi, Germania, Austria, Paesi scandinavi, Belgio, Lussemburgo e Stati Uniti). Nel

primo semestre 2013 Hera ha organizzato incontri con gli investitori europei e americani mantenendo un

numero di contatti in linea con gli anni precedenti. La puntualità delle relazioni e la trasparenza nella

comunicazione è stata mantenuta anche nella prima parte dell’esercizio 2013, come risposta al crescente

senso di incertezza percepito dagli stakeholder in questo momento di profonda discontinuità sistemica che il

Paese sta tutt’ora attraversando.

14



15



1.01 Premessa

Il bilancio semestrale 2013 conferma ancora una volta risultati economici-finanziari in crescita che

validano l’impianto strategico multi-ultility in ottica multi-stakeholder di lungo periodo perseguito dal Gruppo.

Infatti, fin dalla sua costituzione, Hera si è sempre mostrata capace di realizzare una crescita anche in

scenari di crisi come quelli attuali.

Il contesto macro continua ad evidenziare condizioni sfavorevoli, benché l’andamento fortemente

negativo sembri ormai alle spalle e la situazione politica paia in una fase di maggiore stabilità. La più ampia

crisi dei debiti sovrani, che ha portato nel corso del 2012 la credibilità dell’Italia ai minimi storici (lo Spread

Italiano verso il Bund tedesco aveva superato i 520 punti base) ha mostrato nel 2013 un continuo

miglioramento, come rileva il lento ma accentuato decremento dello spread, rientrato a circa 250 punti base.

Tuttavia i dati macro-economici riflettono ancora uno scenario attuale difficile, sebbene previsto in

miglioramento a cavallo della fine dell’anno solare. Il prodotto interno lordo (Pil) del primo semestre 2013

mostra un calo di -1.7% rispetto al -2,4% del 2012. In Italia i livelli di produzione industriale hanno segnato

un trend negativo del -4,0% rispetto al -6,7% del 2012, le esportazioni sono diminuite del -0,4% (rispetto al

+3,7% del 2012), così come le importazioni sono diminuite del -7,0% rispetto al -5,7% del 2012. Questo

contesto ha influenzato anche il calo dei consumi energetici in flessione del 6,8% rispetto al -3,9% per il gas

e un rallentamento della domanda di elettricità (-3,9% rispetto al -2.8% del 2012).

In questo difficile contesto sono maggiormente apprezzabili i risultati raggiunti con la strategia perseguita dal

Gruppo; i dati semestrali riflettono il contributo positivo di tutti i fattori di crescita organica e del contributo

derivante dall’aggregazione di AcegasAps, che è entrata a far parte del Gruppo Hera ad inizio anno.

La strategia sui mercati liberalizzati ha continuato a sostenere la crescita dei clienti nel settore energia

elettrica nella prima parte del 2013, confermando la forza commerciale del Gruppo su un mercato sempre

più competitivo e calmierando l’effetto di riduzione dei consumi che risentono ancora della negativa

congiuntura macro-economica del paese. L’impatto della crisi macro-economica è stato particolarmente

visibile nel semestre, dove si evidenziano volumi in calo di quasi il 6%. Nonostante ciò, il Gruppo ha

realizzato risultati migliori rispetto all’anno passato grazie ad una politica commerciale maggiormente

selettiva che ha inoltre portato ad ottenere più ampi margini.

Nel primo semestre 2013, sul mercato del gas, il Gruppo ha riportato volumi di vendita sostanzialmente in

linea con il periodo dell’esercizio precedente, mentre l’attività di trading ha risentito della modifica

regolamentare introdotta il 1 aprile 2013 sul mercato a tutela, inficiando significativamente i meccanismi di

libera concorrenza sul mercato all’ingrosso della commodity.

Le attività della raccolta dei rifiuti urbani hanno evidenziato una leggera contrazione dei volumi nella

prima parte dell’esercizio, riflettendo livelli di consumo delle famiglie ancora influenzati dalla negativa

congiuntura economica Italiana, mentre le quantità provenienti dal libero mercato dei rifiuti speciali hanno

continuato a segnare un trand positivo negli ultimi 4 trimestri e hanno segnato una crescita percentuale a

doppia cifra nel secondo trimestre del 2013, anche senza considerare il contributo di AcegasAps. Tali

risultati sono il frutto di politiche commerciali, già avviate nel 2012, improntate all’allargamento delle quote di

mercato prevalentemente nel segmento dei rifiuti solidi non pericolosi. I volumi complessivi da terzi hanno, in

sintesi, consuntivato una crescita che si è riflessa positivamente sui risultati anche prescindendo dal

contributo proveniente dall’aggregazione con AcegasAps. Nell’esercizio di interesse è proseguita l’azione di

efficientamento del sistema di gestione dei rifiuti: la raccolta differenziata ha interessato una quota di oltre il

56% della raccolta urbana ed è aumentato il trattamento attraverso la termovalorizzazione ed è cresciuta la

produzione di energia elettrica incentivata.

16



Le attività gestite in concessione nella distribuzione di energia, raccolta rifiuti urbani e servizio idrico

integrato, che rappresentano il 54% del margine operativo lordo del Gruppo hanno contribuito alla crescita

dei risultati realizzati nel primo semestre 2013, anche grazie agli investimenti effettuati ed agli adeguamenti

tariffari riconosciuti dalle Authority.

I conti dell’esercizio chiudono con un aumento importante degli utili netti, grazie anche al contributo

derivante dal positivo differenziale tra valore netto delle attività consolidate di AcegasAps e valore pagato

per l’aggregazione al Gruppo Hera. I risultati evidenziano comunque una crescita positiva, anche rispetto al

confronto con i dati rettificato 2012 e senza il contributo positivo degli effetti straordinari dell’aggregazione

con AcegasAps. I risultati consuntivati da AcegasAps nel primo semestre evidenziano un netto progresso

rispetto al primo semestre dell’anno precedente prevalentemente per effetto delle positive sinergie derivanti

dall’aggregazione e per la crescita industriale prevista dai business plan.

Dal punto di vista finanziario si registrano livelli di debito finanziario netto in linea con quelli di fine esercizio

precedente, pur avendo distribuito dividendi per oltre 120 milioni di euro. La gestione ha pertanto generato

risorse finanziarie per sostenere non solo gli investimenti, prevalentemente di mantenimento della dotazione

impiantistica, ma anche per finanziare parte dei dividendi.

17



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

Eventi societari Il primo semestre dell’anno 2013 è stato caratterizzato dalla prosecuzione dell’attività di razionalizzazione

societaria della struttura del Gruppo, che ha portato alla cessione/liquidazione di 4 società, alla

cancellazione dal Registro Imprese di 1 società ed all’acquisizione di ulteriori quote di partecipazione in 3

società partecipate.

Già nel corso dell’anno 2012 l’attività di razionalizzazione societaria aveva portato alla cessione /

liquidazione di 7 società, alla cancellazione dal Registro Imprese di 4 società, al recesso da 1 società,

all’acquisizione di 5 nuove partecipazioni, alla costituzione di 2 nuove società, all’acquisizione di ulteriori

quote di partecipazione in 2 società partecipate, nonché a 1 operazione di fusione che ha portato

all’estinzione di 4 società.

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

Fusione di AcegasAps Holding Srl in Hera Spa e OPAS Hera Spa su totalità azioni quotate di

AcegasAps Spa

In data 2 gennaio 2013, Hera Spa, in seguito al perfezionarsi della fusione per incorporazione di AcegasAps

Holding Srl, ha lanciato un’offerta pubblica obbligatoria totalitaria di acquisto e scambio sulla totalità delle

azioni ordinarie di AcegasAps Spa, finalizzata al delisting di quest’ultima.

Al 3 maggio 2013, data di chiusura dell’OPAS, Hera Spa è divenuto socio unico di AcegasAps Spa,

incrementando la propria partecipazione nel capitale sociale di quest’ultima dal 62,69% al 99,784%, essendo

la parte residuale del capitale sociale rappresentata da azioni proprie.

Modena Formazione Srl

In data 17 gennaio 2013 è stata ceduta la partecipazione detenuta da Hera Spa in Modena formazione Srl,

società operante nel settore della formazione professionale, corrispondente al 7% del capitale sociale.

Famula On-line Spa

In data 19 dicembre 2012 l’assemblea straordinaria di Famula On-line Spa, società operante

nell’organizzazione, nella progettazione, nella produzione, nella commercializzazione e nella consulenza nel

settore dell’informatica, ha deliberato, con decorrenza 1 gennaio 2013, lo scioglimento volontario della

società, contestualmente alla cessione dell’azienda alla controllante Hera Spa. La procedura di liquidazione

si è conclusa in data 25 giugno 2013 con la cancellazione della società dal registro imprese di Bologna.

Nuova Geovis Spa – Refri Srl – Herambiente Spa

In data 19 giugno 2013, in adempimento a quanto previsto nell’accordo stipulato tra Unieco Costruzioni

Meccaniche Srl (in sigla “UCM”) ed Herambiente Spa, si è conclusa l’operazione di riassetto societario

inerente le società Nuova Geovis Spa e Refri Srl.

Con riferimento a Nuova Geovis Spa, società operante nel settore del compostaggio, Herambiente, già

proprietaria del 51% del capitale sociale, ha acquistato da UCM il restante 49%, divenendo pertanto socio

unico. E’ prevista la fusione per incorporazione della società in Herambiente Spa con effetti decorrenti dal 31

dicembre 2013.

Con riferimento a Refri Srl, società operante nel settore dei RAEE, Herambiente, proprietaria del 20% del

capitale sociale, ha ceduto la propria partecipazione ad UCM, uscendo pertanto dalla compagine sociale.

Modena Network Spa

In data 19 aprile 2013 Acantho Spa, società del Gruppo nella quale Hera Spa detiene il 79,936% del capitale

sociale, ha acquistato l’intera partecipazione detenuta da Sorgea Spa in Modena Network Spa, società del

Gruppo operante nel settore delle telecomunicazioni, corrispondente al 10% del capitale sociale. In seguito a

18



tale operazione Hera continua a detenere direttamente il 14% di Modena Network ed indirettamente,

attraverso Acantho Spa, ha incrementato la propria partecipazione dal 30% al 40%.

In data 25 luglio 2013 le Assemblee Straordinarie di Modena Network Spa ed Acantho Spa hanno approvato

il progetto di fusione per incorporazione di Modena Network Spa, che avrà efficacia entro il 31 dicembre

2013.

Solhar Alfonsine Srl

In data 25 giugno 2013 l’assemblea di Solhar Alfonsine Srl, società operante nell’ambito della produzione di

energie da fonti rinnovabili, ha deliberato lo scioglimento volontario della società.

Fatti di rilievo successivi alla chiusura del semestre

Energonut Spa

Con decorrenza 01 luglio 2013, ha avuto efficacia la fusione per incorporazione di Energonut Spa, società

interamente partecipata da Herambiente Spa operante nel settore dell’ambiente, proprietaria di un impianto

di coincenerimento di rifiuti situato nell’area industriale di Pozzilli in Provincia di Isernia (Molise), in

Herambiente Spa.

Solhar Piangipane Srl – Solhar Ravenna Srl – Solhar Rimini Srl

In data 12 luglio 2013 Herambiente Spa, già socio al 51% delle società Solhar Alfonsine Srl, Solhar Ravenna

Srl e Solhar Rimini Srl ha acquisito la restante parte del capitale sociale divenendo pertanto socio unico delle

tre società. E’ prevista la razionalizzazione delle suddette partecipazioni societarie entro il 31 dicembre

2013.

Gal.A Spa – Herambiente Spa

In data 5 agosto 2013, si è perfezionata l’acquisizione delle azioni di Gal.A Spa detenute dai Comuni di

Baricella e di Galliera da parte di Herambiente Spa che è pertanto divenuta socio unico di Gal.A Spa. Entro il

31 dicembre 2013 è prevista la fusione di Gal.A Spa in Herambiente Spa.

Hera Servizi Cimiteriali Srl – Hera Servizi Funerari Srl

In seguito alla conclusione della procedura ad evidenza pubblica indetta dal Comune di Bologna ed alla

conseguente selezione di un partner privato per la gestione dei servizi cimiteriali e funerari, si è perfezionato,

in data 1 agosto 2013, il trasferimento a favore del Comune di Bologna delle partecipazioni detenute da Hera

Spa in Hera Servizi Cimiteriali Srl ed Hera Servizi Funerari Srl.

Herasocrem Srl

E’ prevista la dismissione della partecipazione detenuta da Hera Spa, pari al 51% del capitale sociale, a

Socrem Srl o, in alternativa, la messa in liquidazione della società.

FlameEnergy Trading Gmbh

E’ prevista, entro il 31 dicembre 2013, la messa in liquidazione della società, il cui capitale sociale è

detenuto per il 50% da Hera Trading Srl.

Eris Scarl

E’ prevista, entro il 31 ottobre 2013, la dismissione della partecipazione detenuta da Hera Comm nella

società, pari al 51% del capitale sociale.

19



1.03 Andamento al 30 giugno 2013 del Gruppo:

Dati sintetici consolidati del Gruppo:

(milioni di €)30/06/2012

rettificatoInc.% 30-giu-13 Inc.% Var. Ass. Variaz.%

Ricavi 2.298,9 2.429,4 +130,5 +5,7%

Margine Operativo Lordo 357,6 15,6% 445,3 18,3% +87,7 +24,5%

Utile Operativo 206,0 9,0% 246,6 10,2% +40,6 +19,7%

Utile Netto 80,3 3,5% 172,9 7,1% +92,6 +115,3%

20



1.03.01 Risultati economico - finanziari e investimenti

Il primo semestre 2013 evidenzia risultati in crescita del Gruppo Hera rispetto allo stesso periodo del 2012.

Questo andamento è dovuto sia agli ottimi risultati del perimetro Hera che all’integrazione del Gruppo

AcegasAps.

A seguito dell’ integrazione il Gruppo Hera si posiziona, a livello nazionale come il primo operatore per rifiuti

trattati, il secondo nel ciclo idrico integrato, il terzo nella distribuzione gas e il quarto nella vendita di energia

elettrica a clienti finali.

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 maggiori altri ricavi operativi per 61,2

milioni di euro nel primo semestre 2013 (l’apporto di AcegasAps è stato di 14,5 milioni di euro) e per 55,4

milioni di euro per l’analogo periodo del 2012, minori costi capitalizzati per 13,4 milioni di euro nel 2013 e

16,1 milioni di euro nel 2012 e maggiori costi operativi per servizi, materiali e altre spese operative per 47,7

milioni di euro nel 2013 (l’apporto di AcegasAps è di 14,5 milioni di euro) e 39,3 milioni di euro nei primi sei

mesi del 2012.

Di seguito per semplicità, il Gruppo AcegasAps sarà denominato come “AcegasAps” e il perimetro del

Gruppo Hera omogeneo al 2012 come “Hera”.

Nella tabella della pagina seguente sono riportati i risultati economici degli esercizi 2012 e 2013; per quanto

riguarda il primo semestre 2012 sono state effettuate le seguenti rettifiche:

1) a partire dal 1° gennaio 2013 il gruppo Hera ha applicato il principio Ias 19 revised che prevede

l’abolizione del cd “metodo del corridoio” per la contabilizzazione degli utili e delle perdite attuariali. Ciò

produce un beneficio rilevato nel conto economico dei primi sei mesi del 2012 tra i “costi del personale” per

613 migliaia di euro al netto del relativo effetto fiscale, contabilizzato tra le “imposte dell’esercizio”, per 276

migliaia di euro;

2) il conto economico dei primi sei mesi del 2012 è stato inoltre rettificato per tener conto della mancata

finalizzazione dell’operazione di cessione dell’area Berti Pichat. Tale operazione aveva comportato

l’iscrizione di una plusvalenza tra gli “altri ricavi operativi” per 6.625 migliaia di euro; in particolare, alla luce di

tale rettifica, gli “altri ricavi operativi” sono stati decrementati di tale importo, di conseguenza l’utile netto dei

primi sei mesi del 2012 risulta inferiore di 3.480 miglia di euro al netto dell’effetto fiscale, contabilizzato tra le

“imposte dell’esercizio”, di 3.146 migliaia di euro.

Per ulteriori dettagli, si può consultare il paragrafo “Riepilogo rettifiche” contenuto nel capitolo ”note esplicate

consolidate” della nota integrativa del fascicolo di bilancio semestrale.

21



Conto economico (mln/€)

30/06/2012 rettificato

Inc.% 30-giu-13 Inc% Var. Ass. Var. %

Ricavi 2.298,9 0,0% 2.429,4 0,0% +130,5 +5,7%

Altri ricavi operativi 84,4 3,7% 107,5 4,4% +23,1 +27,4%

Materie prime e materiali (1.399,8) -60,9% (1.330,8) -54,8% -69,0 -4,9%

Costi per servizi (427,5) -18,6% (496,8) -20,4% +69,3 +16,2%

Altre spese operative (19,3) -0,8% (25,3) -1,0% +6,0 +31,0%

Costi del personale (192,2) -8,4% (246,4) -10,1% +54,2 +28,2%

Costi capitalizzati 13,1 0,6% 7,8 0,3% -5,3 -40,6%

Margine operativo lordo 357,6 15,6% 445,3 18,3% +87,7 +24,5%

Amm.ti e Acc.ti (151,5) -6,6% (198,7) -8,2% +47,2 +31,1%

Utile operativo 206,0 9,0% 246,6 10,2% +40,6 +19,7%

Gestione Finanziaria (61,8) -2,7% (70,9) -2,9% +9,1 +14,7%

Altri Ricavi non operativi - 0,0% 74,8 3,1% +74,8 +100,0%

Utile prima delle imposte 144,3 6,3% 250,6 10,3% +106,3 +73,7%

Imposte (64,0) -2,8% (77,7) -3,2% +13,7 +21,4%

Utile netto dell'esercizio 80,3 3,5% 172,9 7,1% +92,6 +115,3%

Attribuibile a:Azionisti della Controllante 73,8 3,2% 165,2 6,8% +91,4 +123,9%Azionisti di minoranza 6,5 0,3% 7,7 0,3% +1,2 +17,7%

Il margine operativo lordo passa da 357,6 milioni di euro del primo semestre 2012 ai 445,3 dei primi sei mesi

del 2013, +24,5%; l’utile operativo passa da 206,0 a 246,6 milioni di euro; l’utile ante-imposte risulta

superiore del 73,7%, passando da 144,3 a 250,6 milioni di euro; l’utile netto passa da 80,3 milioni di euro del

30 giugno 2012 a 172,9 dell’analogo periodo del 2013, +115,3%.

I ricavi aumentano di 130,5 milioni di euro, +5,7%, passando da 2.298,9 milioni di euro del 30 giugno 2012 a

2.429,4 milioni di euro del 2013. Le principali motivazioni sono:

(a) contributo derivante dall’integrazione con AcegasAps per 267,4 milioni di euro;

(b) una riduzione dei ricavi Hera di 136,9 milioni di euro dovuto principalmente ai minori volumi dell’attività di

intermediazione del gas e ai minori volumi di vendita di energia elettrica.

Gli altri ricavi operativi crescono di 23,1 milioni di euro principalmente per il contributo di AcegasAps per 26,3

milioni di euro.

La diminuzione dei costi delle materie prime e materiali, pari a 69,0 milioni di euro rispetto all’esercizio 2012,

è caratterizzata dagli andamenti di seguito dettagliati:

(a) contributo derivante dall’integrazione con AcegasAps per 100,7 milioni di euro;

(b) una diminuzione di 169,7 milioni di euro, correlata prevalentemente alla minore attività di trading gas e ai

minori costi di acquisto della materia prima energia elettrica, conseguenza dei minori volumi venduti.

22



Gli altri costi operativi (costi per servizi in aumento di 69,3 milioni di euro e altre spese operative in aumento

di 6,0 milioni di euro), crescono complessivamente di 75,3 milioni di euro (+16,9%); tale incremento è dovuto

per la quasi totalità all’integrazione di AcegasAps, pari a 73,2 milioni di euro.

Il costo del personale cresce del 28,2% passando da 192,2 milioni di euro al 30 giugno 2012 a 246,4 milioni

di euro del 30 giugno 2013. Tale aumento è dovuto per 48,9 mln di euro all’ingresso di AcegasAps, e per la

restante parte agli incrementi retributivi da Ccnl, in parte compensati da una riduzione della presenza media

delle risorse.

La diminuzione dei costi capitalizzati, che passano da 13,1 a 7,8 milioni di euro, è legata principalmente a

minori lavori sugli impianti e opere tra le società del Gruppo.

Il margine operativo lordo consolidato di Gruppo al 30 giugno 2013 si mostra in crescita, passando da 357,6

a 445,3 milioni di euro con una crescita di 87,7 mln di euro (+24,5%), a cui contribuisce l’ingresso di

AcegasAps per 71,0 milioni di euro, e una crescita Hera per 16,7 milioni di euro (+4,7%). Tutte le principale

aree d’affari di Hera hanno dato risultati in crescita rispetto ai primi sei mesi del 2012; si rimanda ai capitoli

delle singole aree d’affari per gli approfondimenti.

Gli ammortamenti e accantonamenti risultano complessivamente in aumento di 47,2 milioni di euro

(+31,1%), passando dai 151,5 milioni di euro dei primi sei mesi del 2012, ai 198,7 milioni di euro

dell’analogo periodo dell’esercizio 2013. L'integrazione con AcegasAps ha determinato maggiori

ammortamenti e accantonamenti per 34,8 milioni di euro (+23,0%), mentre il perimetro Hera presenta un

incremento di 12,3 milioni di euro dovuto: (i) agli ammortamenti per nuovi investimenti e per l’allargamento

della base impiantistica di termovalorizzazione con l’impianto di Energonut; (ii) ai maggiori accantonamenti

effettuati al fondo svalutazione crediti e (iii) ai maggiori accantonamenti ai fondi rischi per contenzioso con

enti previdenziali.

L’utile operativo dei primi sei mesi del 2013 è pari a 246,6 milioni di euro, in crescita del 19,7% rispetto

all’analogo periodo del 2012, per i motivi descritti in precedenza. Il contributo di AcegasAps al 30 giugno

2013 è di 36,2 milioni di euro.

Il risultato della gestione finanziaria al 30 giugno 2013 risulta pari a 70,9 milioni di euro in crescita rispetto ai

61,8 milioni di euro del primo semestre del 2012. Il maggior onere è dovuto principalmente all’incorporazione

nel perimetro di consolidamento di AcegasAps per circa 8,1 milioni di euro. La gestione finanziaria di Hera,

rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente, rileva un leggero incremento imputabile alla prospettata

dismissione delle attività relative ai servizi funerari e cimiteriali.

Si segnala che l’acquisizione del Gruppo AcegasAps, avvenuta con effetto 1 gennaio 2013, ha determinato

l’iscrizione di una differenza contabile a conto economico di 74,8 milioni di euro, contabilizzata tra gli altri

ricavi non operativi, non ricorrenti. Tale importo, determinato provvisoriamente, deriva dal confronto tra il

costo dell’acquisizione e le attività nette acquisite facenti capo al Gruppo AcegasAps. Come consentito dal

principio Ifrs 3, tale processo di valutazione è ancora in corso; si potranno, quindi, determinare ulteriori

rettifiche alle attività e passività acquisite, che verranno recepite anche successivamente con effetto

retroattivo, comportando una modifica del valore della differenza contabile attualmente rilevato.

Alla luce di quanto sopra descritto, l’Utile prima delle imposte passa da 144,3 milioni di euro del 30 giugno

2012 ai 250,6 milioni di euro del 2013, con una crescita del 73,7%.

Le imposte passano dai 64,0 milioni di euro del primo semestre 2012 ai 77,7 milioni di euro del 2013. Il tax

rate, calcolato senza ricomprendere l’effetto straordinario generato dall’integrazione del Gruppo AcegasAps

23



e contabilizzato alla voce “altri ricavi non operativi”, è pari al 44,21% rispetto al 44,34% del primo semestre

2012.

L’utile netto dell’esercizio al 30 giugno 2013 si attesta dunque a 172,9 milioni di euro, in aumento, rispetto

agli 80,3 milioni di euro del 30 giugno 2012. La crescita del risultato netto (+92,6 milioni di euro) è dovuta a:

(i) l’iscrizione della differenza contabile per 74,8 milioni di euro, (ii) integrazione con AcegasAps per 16,2

milioni di euro e (iii) crescita di Hera per 1,6 milioni di euro (+2,0%).

L’utile di pertinenza del Gruppo è invece pari a 165,2 milioni di euro, in aumento rispetto ai 73,8 del 30

giugno 2012.

Di seguito si propone una sintesi gestionale dei principali indicatori economici che evidenzia la crescita di

Hera, l’integrazione di AcegasAps e l’impatto degli altri ricavi non operativi sull’utile netto:

Conto economico Gestionale(mln/€)

Hera al 30/06/2012

Hera al 30/06/2013

Var. Ass. Hera

AcegasAps al 30/06/2103

Gruppo al 30/06/2013

Var. Ass. Gruppo

Var. % Gruppo

Margine operativo lordo 357,6 374,3 +16,7 71,0 445,3 +87,7 +24,5%

Utile operativo 206,0 210,5 +4,5 36,2 246,6 +40,6 +19,7%

Utile prima delle imposte adjusted 144,3 147,7 +3,4 28,1 175,8 +31,5 +21,8%

Utile netto adjusted 80,3 81,9 +1,6 16,2 98,1 +17,8 +22,2%

Altri ricavi non operativi - 74,8 +74,8 - 74,8 +74,8 +100,0%

Utile netto dell'esercizio 80,3 156,7 +76,4 16,2 172,9 +92,6 +115,3%

24



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 2012 e per la situazione semestrale al 30 giugno 2013:

Capitale investito e fonti di

finanziamento (mln/€)

31‐dic‐2012

rettificatoInc% 30‐giu‐2013 Inc% Var. Ass. Var. %

Immobilizzazioni nette 4.418,7 107,9% 5.290,1 107,0% 871,4 19,7%

Capitale circolante netto 114,2 2,8% 137,2 2,8% 23,0 20,1%

(Fondi) (438,9) ‐10,7% (481,9) ‐9,7% (43,0) 9,8%

Capitale investito netto 4.094,0 100,0% 4.945,4 100,0% 851,4 20,8%

Patrimonio netto 1.877,4 45,9% 2.199,6 44,5% 322,2 17,2%

Debiti finanziari a lungo 2.366,8 57,8% 2.574,3 52,1% 207,5 8,8%

Posizione netta a breve (150,2) ‐3,7% 171,5 3,5% 321,7 ‐214,2%

Posizione finanziaria netta 2.216,6 54,1% 2.745,9 55,5% 529,3 23,9%

Totale fonti di finanziamento 4.094,0 100,0% 4.945,5 100,0% 851,5 20,8%

Il capitale investito netto nel corso dei primi sei mesi del 2013 si è incrementato del 20,8% passando da 4.094,0 a

4.945,4 milioni di euro principalmente per effetto dell’ingresso del Gruppo AcegasAps nel perimetro del Gruppo Hera

Le attività immobilizzate nette al 30 giugno 2013 ammontano a 5.290,1 milioni di euro contro i 4.418,7 del dicembre

2012, con un incremento pari al 19,7% come conseguenza degli investimenti svolti nel corso dei primi sei mesi

dell’anno sia dell’ampliamento del perimetro di consolidamento.

Il capitale circolante netto registra un incremento di 23,0 milioni di euro.

I fondi alla chiusura del primo semestre 2013 ammontano a 481,9 aumentati del 9,8% rispetto al valore di dicembre

2012 di 438,9.

Il patrimonio netto incrementa da 1.877,4 a 2.199,6 milioni di euro principalmente a seguito dell’aumento di capitale

a favore dell’acquisizione del Gruppo AcegasAps.

25



Prospetto di raccordo

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

consolidata abbreviata al 30 giugno 2013:

Risultato netto Patrimonio netto

Saldi come da bilancio d'esercizio della Capogruppo 102.010 1.942.445

Dividendi rilevati nell'anno (93.911)

Valutazione a p. netto di imprese iscritte nel bilancio d'esercizio al costo

(592) 20.085

Valore di carico delle partecipazioni consolidate (868.812)

Patrimonio netto e risultato d'esercizio delle imprese consolidate 82.956 949.939

Attribuzione differenze ai beni delle imprese consolidate

e relativi ammortamenti:

- Avviamento da consolidamento 54.965

- Attività immateriali (275) 4.120

- Attività materiali (119) 1.099

- Proventi da consolidamento 74.806 (12.345)

Altre rettifiche per eliminazione effetti operazioni infragruppo 324 (29.335)

Totale 165.199 2.062.161

Attribuzione quota dei terzi 7.676 137.455

Saldi come da bilancio consolidato 172.875 2.199.616

Prospetto di raccordo fra bilancio separato della Capogruppo e bilancio consolidato

26



Analisi posizione finanziaria netta del Gruppo

La posizione finanziaria netta passa da 2.216,6 milioni di euro al 31 dicembre 2012 a 2.745,8 del 30 giugno

2013, registrando un incremento di 529,2 milioni di euro dovuti principalmente all’ingresso del Gruppo

AcegasAps nel perimetro del Gruppo Hera (per 487 milioni di euro).

Si conferma un indebitamento prevalentemente costituito da debiti a medio lungo termine che coprono circa

il 79% 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.

milioni di euro 30‐giu‐2013 31‐dic‐2012

a Disponibilità liquide 483,3 424,2

b Altri crediti finanziari correnti 62,8 47,3

Debiti bancari correnti (375,0) (74,7)

Parte corrente dell 'indebitamento bancario (297,8) (225,7)

Altri debiti finanziari correnti (41,9) (17,1)

Debiti per locazioni finanziarie scadenti entro l 'esercizio successivo (2,9) (3,8)

c Indebitamento finanziario corrente (717,6) (321,3)

d=a+b+c Indebitamento finanziario corrente netto ‐171,5 150,2

e Crediti finanziari non correnti 46,6 17,6

Debiti bancari non correnti e obbligazioni emesse (2.597,9) (2.371,0)

Altri debiti finanziari non correnti ‐10 0

Debiti per locazioni finanziarie scadenti oltre l 'esercizio successivo (12,8) (13,4)

f Indebitamento finanziario non corrente (2.620,9) (2.384,4)

g=e+f Indebitamento finanziario non corrente netto (2.574,3) (2.366,8)

h=d+g Indebitamento finanziario netto (2.745,8) (2.216,6)

27



Investimenti Gruppo Hera

Gli investimenti del Gruppo, con l’integrazione di AcegasAps, ammontano complessivamente a 120,5 milioni

di euro.

Nel perimetro Hera, gli investimenti materiali e immateriali ammontano a 99,6 milioni di euro rispetto ai 121,4

milioni di euro del corrispondente primo semestre dell’esercizio precedente. Inoltre sono stati effettuati

investimenti in partecipazioni finanziarie minori per 0,4 milioni di euro.

Ulteriori 20,5 milioni di euro sono gli investimenti realizzati da AcegasAps nel primo semestre dell’esercizio

2013.

Nella tabella seguente sono elencati, nel periodo di riferimento, gli investimenti al lordo delle dismissioni.

Totale Investimenti(mln €)

30-giu-12 30-giu-13 Var. Ass. Var. %

Area gas 16,0 19,0 +3,0 +18,8%

Area energia elettrica 9,6 7,8 -1,8 -18,8%

Area ciclo idrico integrato 39,7 40,8 +1,1 +2,8%

Area ambiente 20,2 20,2 +0,0 +0,0%

Area altri servizi 6,1 10,3 +4,2 +68,9%

Struttura centrale 29,8 22,0 -7,8 -26,2%

Totale Investimenti Operativi 121,4 120,1 -1,3 -1,1%

Totale investimenti finanziari 0,0 0,4 +0,4 +0,0%

Totale 121,4 120,5 -0,9 -0,7%

Gli investimenti nell’area gas ammontano a 19,0 milioni di euro, di cui 5,9 milioni di euro realizzati da

AcegasAps.

Gli investimenti Hera registrano un decremento di -2,9 milioni rispetto ai primi sei mesi del 2012,

principalmente in seguito alla conclusione di alcuni importanti lavori nello stesso periodo dell’esercizio

precedente (-0,6 milioni di euro per cabina I° salto Borgo Masotti Ravenna e reti stabilimenti Milano

Marittima nel servizio gas; -1,3 milioni di euro nel servizio teleriscaldamento per fornitura calore a Quarto

Inferiore e nuova dorsale tlr centro storico a Imola), oltre alla programmazione nella seconda parte dell’anno

2013 di interventi quali il completamento della Centrale Bufalini e del sistema tlr a Castelmaggiore. Continua

l’effetto della situazione economica complessiva che, rispetto ai primi sei mesi del 2012, ha comportato un

rallentamento nella richiesta di nuovi allacciamenti per -0,2 milioni di euro nel servizio Gas e -0,3 milioni di

euro nel servizio Teleriscaldamento.

Gli investimenti del servizio gas sul territorio si riferiscono a estensioni di rete, a bonifiche e a potenziamenti

di reti e impianti di distribuzione. Gli investimenti della gestione calore riguardano interventi strutturali su

impianti termici gestiti dalle società del Gruppo.

AcegasAps ha realizzato 5,9 milioni di euro di investimenti nell’area gas, che riguardano principalmente

interventi sulla rete per ottemperare agli obblighi in tema di sostituzione delle condutture in ghisa grigia

nell’area di Trieste per 3,8 milioni di euro, oltre ad allacciamenti per 0,8 milioni di euro e agli investimenti

della controllata bulgara RilaGas.

28



Gas(mln €)


Reti e Impianti 11,7 16,7 +5,0 +42,7%

TLR/Gestione Calore 4,1 2,3 -1,8 -43,9%

Altro 0,1 0,0 -0,1 -100,0%

Totale Gas 16,0 19,0 +3,0 +18,8%

Gli investimenti del servizio energia elettrica ammontano a 7,8 milioni di euro, di cui 2,4 milioni realizzati da

AcegasAps.

Gli interventi Hera riguardano prevalentemente l’estensione del servizio e la manutenzione straordinaria di

impianti e reti di distribuzione nel territorio di Modena e Imola, oltre ai servizi di supporto reti. Risultano in

diminuzione rispetto allo stesso periodo dell’esercizio precedente principalmente per effetto degli interventi

eseguiti in impianti di produzione di energia elettrica e calore (CCGT Imola) nel 2012, per il rallentamento

della richiesta di nuovi allacciamenti (-0,5 milioni di euro) e per la conclusione dell’attività di sostituzione

massiva dei contatori con i nuovi misuratori elettronici.

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

territorio.

AcegasAps nell’area energia elettrica ha realizzato 2,4 milioni di euro di investimenti, che riguardano

prevalentemente interventi sulla rete per 1,5 milioni di euro, investimenti in impianti tecnologici per 0,5 milioni

di euro, oltre a nuovi allacciamenti per 0,3 milioni di euro.

Energia Elettrica(mln €)


Reti e Impianti 6,4 7,4 +1,0 +15,6%

CCGT Imola 3,1 0,0 -3,1 -100,0%

Cogenerazione ind.le 0,2 0,4 +0,2 +100,0%

Totale Energia Elettrica 9,6 7,8 -1,8 -18,8%

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 che riguardano soprattutto l’ambito

depurativo e fognario. Complessivamente, gli interventi nel ciclo idrico del primo semestre ammontano a

40,8 milioni di euro di cui 6,6 milioni realizzati da AcegasAps.

La riduzione di -5,5 milioni di euro, registrata nel perimetro Hera rispetto allo stesso periodo dell’anno

precedente, riguarda: i) il settore depurazione per -5,7 milioni di euro, dove la programmazione dei lavori ha

previsto la realizzazione degli interventi 2013 principalmente nel secondo semestre: ii) il settore acquedotto

per -1,0 milioni di euro, dove le condizioni climatiche avverse nella prima parte dell’esercizio hanno

determinato diverse riprogrammazioni nell’apertura dei cantieri; iii) il settore fognatura per +1,2 milioni di

euro, dove nella prima parte dell’anno sono stati realizzati interventi per adeguamento degli scarichi come da

Decreto Legislativo n. 152/2006, essendo stata completata la loro progettazione nel corso del 2012. Inoltre,

la perdurante crisi del settore immobiliare continua a determinare minori richieste di nuovi allacciamenti.

Nel ciclo idrico Integrato AcegasAps ha investito 6,6 milioni di euro, che sono stati realizzati per 3,2 milioni di

euro nell’acquedotto, per 2,4 milioni di euro nella fognatura e per 1,0 milioni di euro nella depurazione. Tali

investimenti riguardano 2,3 milioni di manutenzioni reti, 3,0 milioni di investimenti in impianti, oltre a 1,3

milioni di nuovi allacciamenti realizzati.

29



Ciclo Idrico Integrato(mln €)


Acquedotto 20,3 22,5 +2,2 +10,8%

Depurazione 11,7 7,0 -4,7 -40,2%

Fognatura 7,7 11,3 +3,6 +46,8%

Totale Ciclo Idrico Integrato 39,7 40,8 +1,1 +2,8%

Nell’area ambiente gli interventi di mantenimento e potenziamento sugli impianti esistenti sul territorio

ammontano complessivamente a 20,2 milioni di euro, di cui 0,8 milioni realizzati da AcegasAps.

In particolare, sugli investimenti Hera nelle diverse filiere si evidenzia: il decremento degli investimenti su

compostaggi e digestori (-0,9 milioni di euro) comprensivo della realizzazione degli impianti con tecnologia

Dry-fermentation di Rimini e Lugo, ormai in fase di completamento; il lieve incremento degli investimenti

sulle discariche (+0,2 milioni di euro) dove la realizzazione del 7° settore 1C RA e la realizzazione delle

vasche meteoriche compensa gli interventi di impermeabilizzazione, approntamento e viabilità sulle

discariche Tre Monti e Pago effettuate nello stesso periodo dell’anno 2012; l’aumento degli investimenti sulla

filiera wte (+1,5 milioni di euro) che comprende l’allargamento della base impiantistica con l’impianto della

società Energonut (+2,3 milioni di euro) e una riduzione degli altri interventi prevalentemente attribuibile al

revamping dell’impianto Preselettore di Forlì che nel 2013 risulta essere in fase di conclusione; la riduzione

degli investimenti in impianti per il trattamento di rifiuti speciali (-2,1 milioni di euro), principalmente dovuta

alla realizzazione dell’impianto di disidratazione fanghi Ravenna ormai in fase conclusiva e agli interventi

manutentivi e di adeguamento normativo effettuati nel 2012; i maggiori investimenti negli impianti di

selezione (+1,5 milioni di euro) che riguardano il revamping dell’impianto di Modena e l’avvio lavori per la

realizzazione dell’impianto di Bologna, entrambi gestiti dalla società Akron.

AcegasAps ha effettuato investimenti nell’area ambiente per 0,8 milioni di euro, di cui 0,5 milioni nella filiera

wte e 0,3 milioni in altri impianti.

Ambiente(mln €)


Compostaggi/Digestori 4,9 4,1 -0,8 -16,3%

Discariche 4,2 4,4 +0,2 +4,8%

WTE 4,5 6,4 +1,9 +42,2%

Impianti RS 3,3 1,2 -2,1 -63,6%

Mercato 0,5 0,1 -0,4 -80,0%

Isole Ecologiche e attrezzature di raccolta 1,7 1,3 -0,4 -23,5%

Impianti trasbordo, selezione e altro 1,1 2,7 +1,6 +145,5%

Totale Ambiente 20,2 20,2 +0,0 +0,0%

Gli investimenti nell’area altri servizi ammontano a 10,3 milioni di euro di cui 4,7 realizzati AcegasAps.

Relativamente agli interventi Hera, si evidenziano, nell’ambito delle telecomunicazioni, gli investimenti in rete

(2,8 milioni di euro) e in servizi tlc e idc (1,8 milioni di euro), mentre la voce “altro” include nell’anno

precedente gli investimenti nei servizi cimiteriali.

AcegasAps ha realizzato 4,7 milioni di euro di investimenti, che riguardano prevalentemente il settore

Illuminazione pubblica e semaforica per 2,0 milioni di euro e gli investimenti della società controllata

Sinergie.

30



Altri Servizi(mln €)


TLC 4,6 4,9 +0,3 +6,5%

Illum. Pubblica e Semaforica 0,5 2,8 +2,3 +460,0%

Altro 1,0 2,7 +1,7 +170,0%

Totale Altri Servizi 6,1 10,3 +4,2 +68,9%

Gli investimenti nell’ambito della struttura centrale riguardano gli interventi immobiliari di realizzazione delle

nuove sedi che sono in diminuzione rispetto all’esercizio precedente, oltre agli investimenti nei sistemi

informativi e quelli per il mantenimento del parco mezzi aziendale. Gli “altri investimenti” comprendono il

completamento dei laboratori e delle strutture di telecontrollo.

Struttura Centrale(mln €)


Interventi immobiliari 17,9 11,1 -6,8 -38,0%

Sistemi informativi 5,8 5,8 +0,0 +0,0%

Flotte 5,0 4,2 -0,8 -16,0%

Altri investimenti 1,0 1,0 +0,0 +0,0%

Totale Struttura Centrale 29,8 22,0 -7,8 -26,2%

31



1.03.02 Quadro regolatorio e ricavi regolamentati

Normativa di riferimento

I servizi gestiti dal Gruppo Hera sono regolati amministrativamente da diversi attori istituzionali. Mentre

l’Aeeg regola la distribuzione e la vendita di gas ed energia elettrica e, dal 2012, il servizio idrico integrato,

nei Servizi Pubblici Locali il legislatore non ha istituito un sistema regolatorio unico a livello nazionale. I

poteri in materia di regolazione e di affidamento dei servizi sono di pertinenza degli enti locali, che li

esercitano anche per il tramite delle autorità territoriali ottimali (ATO).

La normativa dei Servizi Pubblici Locali, durante il primo semestre del 2013, è stata oggetto

essenzialmente di operazioni di sistematizzazione e consolidamento.

La chiarezza del quadro normativo è fondamentale per promuovere lo sviluppo di un settore come quello dei

servizi pubblici locali, che ha un importante ruolo nel favorire la crescita economica e la ripresa degli

investimenti nei territori; per questo motivo, nell’aprile 2013 è stata approvata da un tavolo di lavoro

interministeriale la Rassegna Normativa della giurisprudenza nazionale ed europea applicabile ai

servizi pubblici locali di rilevanza economica. Il documento è frutto del lavoro svolto dal Ministero dello

Sviluppo Economico (MSE) in collaborazione con la Presidenza del Consiglio dei Ministri e Invitalia. Il lavoro

è articolato in quattro titoli che contengono la disciplina e gli orientamenti giurisprudenziali in tema di

organizzazione dei servizi pubblici locali di rilevanza economica. Il documento contiene anche tre capitoli

inerenti le discipline specifiche dei settori idrico, trasporti pubblici e rifiuti.

Sul fronte degli affidamenti, la Rassegna Normativa ricorda che la sentenza 199/2012 della Corte

Costituzionale, dichiarando illegittimo l'articolo 4 del DL 138/2011, ha lasciato i servizi pubblici locali privi di

una specifica disciplina nazionale di carattere generale. Allo stato attuale, trova applicazione il Trattato di

Funzionamento dell’Unione Europea che stabilisce che la gestione diretta dei SPL da parte dell’ente

pubblico è ammessa solo se le regole di libera concorrenza sono di ostacolo alla speciale missione di

servizio pubblico. La gara per l’affidamento dei SPL è da considerarsi come la procedura principale e

sempre preferibile, mentre l’affidamento in house è possibile solo sotto determinate condizioni (ad esempio è

richiesto che la maggior parte dell’attività sia svolta a favore dell’ente affidante, e quindi della comunità

locale).

Sempre nell’ottica di consolidare il perimetro normativo dei servizi pubblici locali, nel maggio 2013 la

Presidenza del Consiglio dei Ministri ha reso disponibili le linee guida per l’individuazione dei principi e degli

elementi minimi da inserire nei contratti di servizio e nella carta della qualità dei servizi stessi.

Sul fronte ambientale la novità normativa di maggior interesse riguarda la riforma del tributo comunale sui

rifiuti (TARES), disciplinato, inizialmente, dall’articolo 14 del DL 201/2011, modificato poi dalla legge di

Stabilità 2012, e regolato, infine, per il solo anno 2013, dal DL 35/2013, che, all’articolo 10, ne stabilisce

l’ammontare, nonché le modalità e le tempistiche di versamento. Il Decreto rimanda ai Comuni la decisione

sul numero di rate e relative scadenze. Le modalità di versamento previste dal Decreto consistono in modelli

di pagamento precompilati già predisposti per TARSU e TIA, ad eccezione dell’ultima rata del tributo che

deve essere versata tramite modello F24 o bollettino di conto corrente postale. L’ultima rata prevede inoltre

una maggiorazione del tributo che è destinata allo Stato. Il Decreto prevede infine che i comuni, ancora per il

solo anno 2013, possano affidare la riscossione del tributo ai soggetti che al 31/12/2012 erano affidatari del

servizio di gestione dei rifiuti urbani. Il DL 35/2013, quindi, regola le modalità applicative della TARES per

l’anno 2013, mentre successivamente, a regime, dovrebbe valere quanto disposto dalla Legge di Stabilità

2012. È pur vero però che in Parlamento è allo stato attuale in discussione la riforma dell’Imposta Municipale

Unica (IMU) prevista dal DL 54/2013 che prevede, tra le altre eventualità, la creazione di un “maxi-tributo” sui

servizi, comprendente anche il tributo sui rifiuti.

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Un altro tema ampiamente dibattuto dal punto di vista ambientale riguarda il sistema di tracciabilità dei

rifiuti (SISTRI), i cui processi di applicazione operativa sono stati riavviati dal DM 20 marzo 2013 dopo un

lungo congelamento normativo. Il DM prevede, in particolare, che i gestori di rifiuti speciali pericolosi

completino o aggiornino la propria iscrizione al sistema entro il 30 settembre 2013 per garantire l’operatività

del SISTRI dal 1° ottobre. È tuttavia da rimarcare come le consultazioni da poco concluse dal Ministero del

Ambiente, abbiano rilevato un diffuso sentimento di critica da parte di imprese ed altri stakeholder in merito a

tale sistema che produce un eccessivo sovraccarico organizzativo per tutti gli operatori della filiera.

Infine, è da segnalare che nel corso del semestre è progredita la predisposizione, da parte della Regione

Emilia Romagna, del Piano Regionale per la Gestione dei Rifiuti (PRGR): il 25 marzo 2013 la Giunta

regionale ha approvato il documento preliminare del PRGR, posto in consultazione fino a inizio giugno 2013.

Il Documento, oltre a ribadire la necessità di perseguire gli obiettivi di raccolta differenziata (RD), di

minimizzare il conferimento in discarica e di raggiungere un’autosufficienza regionale per lo smaltimento dei

rifiuti, ha tracciato uno scenario al 2020 caratterizzato da un decremento della produzione pro capite di rifiuti

pari al 25%, dal raggiungimento di RD del 70% e da un corrispondente recupero di materia pari al 60%. Il

Gruppo Hera ha attivamente preso parte ai Tavoli di consultazione organizzati dalla Regione ribadendo la

necessità di garantire un utilizzo ottimale degli impianti esistenti e di assicurare tariffe sostenibili per l’utenza.

Entro fine estate è previsto che la Regione pubblichi una prima versione del PRGR che, dopo le

consultazioni con gli Enti Locali, confluirà nella versione definitiva attesa per fine anno.

Sul fronte energetico, nel corso del primo semestre 2013 è proseguita la riforma dello stoccaggio gas, i cui

criteri di allocazione sono stati rivoluzionati con il Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico (MSE) del

15 febbraio 2013. In base a detto decreto, una parte dei volumi destinati al servizio di modulazione, pari a

2,5 miliardi di mc, sarà assegnato tramite asta. Sempre tramite asta sarà assegnata una quantità di 1,7

miliardi di mc destinata a qualunque soggetto ne faccia richiesta, anche se non fornitore di clienti civili.

Per quanto riguarda l’incentivazione della produzione di energia termica da fonti rinnovabili e

l’efficienza energetica, nel primo semestre 2013 si sono susseguiti una serie di disposizioni attuative dei

DM pubblicati il 28 dicembre 2012. Di tali decreti, uno norma l’incentivazione della produzione di energia

termica da fonti rinnovabili ed interventi di efficienza energetica di piccole dimensioni, l’altro determina gli

obiettivi quantitativi nazionali di risparmio energetico che devono essere perseguiti dalle imprese di

distribuzione dell’energia elettrica e gas per il triennio 2013-2016, potenziando il meccanismo dei certificati

bianchi.

Ancora in ambito energetico, l’intervento normativo di maggior rilievo per le attività del Gruppo, è

rappresentato dal recente DL 69/2013, c.d. “Decreto del Fare”, del giugno 2013, che contiene numerose

misure volte a stimolare la crescita economica del paese sia attraverso politiche attive e di incentivo alle

imprese che attraverso misure di contenimento dei costi e degli oneri in capo ad esse. Riguardo al settore

energetico gli ambiti di intervento sono sostanzialmente quattro:

il Decreto ha ridotto il perimetro dei clienti che possono usufruire delle condizioni di tutela gas,

riservando il mercato di tutela ai soli clienti domestici;

in merito ai procedimenti di gara per l’assegnazione delle nuove concessioni di distribuzione gas, il

Decreto ha introdotto una proroga di quattro mesi dei termini per l’indizione del bando di gara per gli

ambiti territoriali compresi nei due raggruppamenti con scadenza più ravvicinata tra quelli previsti

dalla normativa vigente. Ulteriore elemento di novità è rappresentato dall’eventuale intervento del

Ministero dello Sviluppo Economico per la nomina di un commissario ad acta, qualora, decorsi

quattro mesi dalla scadenza dei termini, le Regioni non abbiano ancora indetto il bando di gara.

Infine, in caso di mancato rispetto dei termini da parte degli Enti locali è previsto che il 20% degli

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oneri spettanti alla Stazione Appaltante siano destinati alla riduzione delle tariffe dell’ambito

territoriale corrispondente;

riguardo alla c.d. “Robin Tax”, cioè la maggiorazione dell’IRES applicata ai soggetti operanti nel

settore energetico, viene esteso il perimetro delle imprese soggette all’addizionale, abbattendo le

soglie minime di fatturato e imponibile per l’applicazione della stessa. Le conseguenti maggiori

entrate saranno destinate alla riduzione della componente “A2” della tariffa elettrica, a copertura dei

costi sostenuti per lo smantellamento delle centrali nucleari e la chiusura del ciclo del combustibile,

seppure in subordine alla copertura finanziaria di determinati provvedimenti di spesa previsti dallo

stesso Decreto;

infine, riguardo alla valorizzazione della remunerazione degli impianti di produzione in regime CIP6,

è previsto che per il 2013 il valore del Costo Evitato di Combustibile (CEC) venga determinato sulla

base del paniere di riferimento con un peso dei prodotti petroliferi progressivamente ridotto nel corso

dell’anno. Dal 2014 il CEC verrà determinato trimestralmente sulla base del costo di

approvvigionamento del gas.

Allo stato attuale, il Decreto è all’esame della Camera per l’approvazione della legge di conversione.

Regolazione dell’Autorità per l’Energia Elettrica e Gas e Servizio Idrico Integrato

Con riferimento al settore gas il primo semestre 2013 ha visto la pubblicazione di provvedimenti e

documenti di consultazione significativi sia per l’attività di distribuzione che di vendita. In merito alla

distribuzione, nel corso del semestre, l’Autorità ha pubblicato due documenti di consultazione inseriti nel

procedimento volto alla definizione del quarto periodo di regolazione tariffaria dei servizi di distribuzione

e misura del gas, di significativa importanza anche alla luce del prossimo avvio dei procedimenti di gara per

l’assegnazione delle concessioni per la distribuzione, previsto dalla normativa primaria. Con riferimento alla

regolazione tariffaria, come peraltro a quella della qualità, si ricorda che nel 2013 è stato prorogato, e quindi

è attualmente in vigore, il terzo periodo di regolazione (2009 - 2012).

Con la pubblicazione del documento di consultazione 56/2013/R/gas, l’Autorità espone le proposte sui criteri

di determinazione del costo riconosciuto. Fra i punti principali sono certamente da citare:

• l’estensione da quattro a sei anni (2014 - 2019) del periodo regolatorio, che risponderebbe alla

finalità di coprire metà della durata delle concessioni oggetto delle suddette gare. In questo contesto,

nei sei anni rimarrebbero invariati struttura e criteri fondamentali di riconoscimento dei costi, mentre

sarebbero aggiornati, con cadenza biennale, alcuni dei parametri finanziari e di scenario alla base

del tasso di remunerazione del capitale e, con cadenza triennale, sarebbero adeguate le dinamiche

di aggiornamento dei costi operativi;

• la graduale introduzione del prezziario standard per il riconoscimento tariffario degli investimenti,

MEAV (Modern Equivalent Asset Value), con effetto dagli investimenti del 2014 per le categorie

maggiormente “standardizzabili”;

• la rimodulazione delle regole per il trattamento in tariffa dei contributi percepiti, che nel sistema

tariffario vigente sono decurtati dal Capitale Investito, a fronte del riconoscimento tariffario di una

quota ammortamento al lordo dei contributi stessi;

• nuovi criteri di riconoscimento dei costi operativi, dove, anche in vista delle nuove concessioni per

ambiti territoriali minimi, si ipotizza ancora l’utilizzo di un costo standard, ma non più basato sulle due

variabili dimensione/densità d’utenza bensì dipendente solo dalla densità;

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• le prime proposte sulle modalità di riconoscimento tariffario del c.d. “differenziale VIR-RAB”, ossia tra

il valore di rimborso degli asset a carico del gestore entrante e il capitale investito netto a base

tariffaria, a seguito dell’aggiudicazione della Gara d’Ambito: su questo tema l’Autorità ha dichiarato la

volontà di promuovere controlli sull’entità di tale differenziale e di valutare gli effetti del ribaltamento

tariffario, alla luce delle possibili distorsioni competitive in sede di gara, avanzando nel contempo, tra

le varie proposte, quella di porre la RAB pari al VIR.

Con il recente documento di consultazione 257/2013/R/gas del 13 giugno 2013, l’Autorità ha invece per lo

più illustrato gli orientamenti per la definizione puntuale del sistema tariffario, ossia della declinazione del

costo riconosciuto in tariffa. In sintesi, le principali proposte avanzate riguardano:

il passaggio dagli attuali 6 ambiti tariffari macro-regionali a 177 ambiti coincidenti con gli ATEM

(Ambiti Territoriali Minimi) di Gara, e la definizione di una componente a livello comunale a copertura

del differenziale VIR-RAB trasferito in tariffa (sono tuttavia espresse possibili varianti a questo

scenario);

la revisione della struttura tariffaria con l’ipotesi di modifica delle quote fisse e la loro differenziazione

per classi di gruppi di misura e/o delle quote variabili, orientate verso una struttura per scaglioni per

tipologia di utenza. Contestualmente è prevista una rimodulazione delle componenti a copertura

degli oneri di sistema.

Il documento di consultazione 257/13 riprende inoltre temi inerenti la determinazione del costo riconosciuto,

come la proposta di maggiorazione del WACC pari allo 0,5-0,6% a copertura del regulatory lag, rispetto

all’1% inizialmente proposto. Viene anche prevista la preservazione dell’attuale meccanismo di

perequazione dei ricavi con il mantenimento del rischio volume in capo al sistema, a meno di una quota di

ricavo del tutto marginale. Nel documento viene infine annunciata la riforma dei contributi di connessione,

con passaggio a corrispettivi regolamentati dall’Autorità secondo criteri uniformi sul territorio nazionale.

In merito allo smart meter gas, nel medesimo documento di consultazione 257/13, l’Autorità esprime

l’intenzione di inasprire il profilo delle penali automatiche in caso di non assolvimento degli obblighi di

sostituzione dei misuratori convenzionali con misuratori predisposti alla tele lettura e tele gestione conformi

alla delibera ARG/gas 155/08 e successive integrazioni. Si ricorda che la regolazione sullo smart meter gas

e in particolare la delibera 28/2012/R/gas è oggetto di impugnazione innanzi al TAR Lombardia da parte di

alcuni distributori, tra cui Hera Spa, in merito al riconoscimento tariffario dei costi e agli obblighi temporali di

installazione, giudicati incompatibili con la maturità tecnologica del settore. Al momento si è ancora in attesa

del pronunciamento del Tribunale Amministrativo.

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In relazione al Servizio di Default Gas, il primo semestre 2013 si apre con l’evoluzione del quadro del

contenzioso amministrativo intrapreso da alcuni operatori avverso la delibera ARG/gas 99/11 istitutiva del

Servizio. Un decreto monocratico del Consiglio di Stato di fine gennaio 2013 ha, infatti, provvisoriamente

sospeso gli effetti della precedente sentenza del TAR che aveva dichiarato illegittimo il Servizio di Default

stesso. A valle del decreto, quindi, pur in attesa del pronunciamento definitivo del Consiglio di Stato, veniva

di fatto ripristinata la regolazione del Servizio di Default. In particolare, come previsto dalla delibera

540/2012/R/gas, l’operatività del Servizio di Default veniva confermata a decorrere dal 1° febbraio 2013, con

possibilità di avvalersi del Fornitore di Ultima Istanza (FUI) territorialmente competente per un periodo di tre

mesi. La successiva delibera 25/2013/R/gas, a valle del diniego da parte del FUI di svolgere il Servizio di

Default, pur confermando il 1° febbraio come data d’avvio del Servizio, ha previsto la possibilità per i

distributori di avvalersi di un Fornitore Transitorio selezionato direttamente e senza procedure a evidenza

pubblica, per un periodo di tre mesi. Successivamente a tale periodo era prevista la possibilità di avvalersi di

un Fornitore, pur sempre transitorio, selezionato tramite gara dall’Acquirente Unico (AU) fino a settembre

2013. Le forti difficoltà incontrate dalla maggior parte dei distributori di svolgere il Servizio di Default,

direttamente o indirettamente tramite un fornitore transitorio, hanno indotto l’Autorità a innovare il quadro

regolatorio, mediante l’introduzione della delibera 241/2013/R/gas. La soluzione individuata in tale delibera è

stata quella di affidare stabilmente e strutturalmente il servizio a un operatore selezionato tramite gara

dall'Acquirente Unico, che svolga il servizio su base di anno termico e su aree territoriali simili a quelle

individuate per il FUI. Nelle more della gara per l’individuazione del Fornitore Default Distribuzione (FDD),

che avverrà solo a decorrere dal 1° ottobre 2013, per la gestione del transitorio l'Autorità ha ritenuto di

affidare il servizio, come peraltro aveva già tentato di fare con la delibera 25/2013/R/gas, al FUI

territorialmente competente, ad oggi ENI. L’affidamento del servizio è stato formalizzato con successiva

delibera 286/2013/R/gas, che definisce, per il periodo transitorio 1° giugno - 30 settembre 2013, le specifiche

tecniche per il passaggio dei clienti e i limiti dell’intervento sulla base della disponibilità che ENI ha dato a

svolgere il SdD, e cioè con il limite di un volume di 8 milioni di smc nei casi di attivazione per morosità dei

clienti finali. Dal 1° giugno cessano di operare i Fornitori Transitori esistenti, che dovranno passare i clienti a

quel momento serviti a ENI in qualità di FDD. A questi si aggiungeranno eventuali ulteriori clienti che

ricadessero nel perimetro del Servizio di Default.

Per quanto attiene l’attività di vendita gas, nel primo semestre 2013 si è concluso il lungo processo di

consultazione relativo alla riforma delle condizioni di tutela, che ha visto la pubblicazione di ben tre

documenti di consultazione (471/2012/R/gas, 58/2013/R/gas e 106/2013/R/gas). Il procedimento è di

significativa importanza in quanto le condizioni di tutela del gas, oltre ad applicarsi ai clienti di tale mercato,

costituiscono un riferimento per il mercato libero in relazione sia ai costi commerciali all’ingrosso che al

dettaglio.

L’Autorità ha quindi avviato il processo di riforma con l’obiettivo di trasferire ai clienti finali i benefici dei bassi

livelli di prezzo registrati sul mercato spot. Con una prima delibera, 125/2013/R/gas ha aumentato il peso dei

prezzi spot dal 5 al 20% nel dimensionamento della Componente di Commercializzazione all’Ingrosso

(CCI) per il periodo aprile - settembre 2013. Con successiva delibera 196/2013/R/gas sono state definite le

condizioni per l’entrata a regime della riforma a partire da ottobre 2013, in relazione sia alla componente a

copertura dei costi della materia prima, sia a quella a coperture dei costi di vendita al dettaglio. Per quanto

attiene la materia prima, è stato previsto l’abbandono del metodo di indicizzazione ai prezzi dei contratti

Take-or-Pay (ToP) pluriennali (oil linked) e il completo riferimento ai mercati spot. Parallelamente, ai

detentori di contratti ToP, vengono riconosciute forme di gradualità e incentivi alla ricontrattazione con i

Paesi esportatori. Nel dettaglio, la componente CCI è stata soppressa e sostituita dalle componenti Cmem

(Costo medio materia prima), indicizzata al 100% ai prezzi spot formatisi sull’hub olandese TTF, in attesa

dell’avvio del mercato forward del GME, e CCR (Componente a copertura dei rischi connessi all’attività di

approvvigionamento). Quest’ultima è stata fissata a 3,22 cent€/smc per il semestre ottobre 2013 - marzo

2014 e a 3,08 cent€/smc per il semestre aprile-settembre 2014.

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È stata inoltre introdotta la componente CCRgrad, funzionale a un meccanismo di gradualità per mitigare gli

impatti della riforma sul portafoglio di approvvigionamento degli operatori. Detta componente verrà applicata

per tre anni (rispetto ai due proposti in consultazione) e risulterà pari a 0,50 cent€/smc per l’Anno Termico

(AT) 2013/14 e 1,27 cent€/smc per gli AT 2014/15 e 2015/16.

Per quanto riguarda la copertura dei costi di vendita al dettaglio, la componente QVD è stata aumentata

sia nelle quote fisse (di 17,35 €/PdR/anno per i clienti domestici e di 20 €/PdR/anno per i non domestici) che

in quelle variabili (0,40 cent€/smc per i domestici e 0,25 cent€/smc per i non domestici).

Infine, la componente QS (a copertura dei costi di stoccaggio) è stata soppressa, mentre la componente QT

(relativa ai costi di trasporto) rimane in vigore solo per riconoscere i costi di trasporto dall’ hub olandese TTF

al Punto di Scambio Virtuale, non essendo ancora possibile fare riferimento al mercato italiano per

l’indicazione dei prezzi.

Nell’ambito della riforma delle condizioni di tutela gas, è infine da citare per la sua significatività, il recente

documento di consultazione 294/2013/R/gas, del luglio 2013, che illustra gli orientamenti dell’Autorità sul

meccanismo di compensazione dei costi di rinegoziazione dei contratti Take-or-Pay previsto dalla delibera

196/13. Il meccanismo di compensazione è accessibile a tutte le imprese di vendita per la quota parte dei

volumi di gas approvvigionati con contratti ToP e destinati a servire il mercato di tutela, con la condizione

che tali contratti siano in essere nell'anno termico 2012/13 e che abbiano almeno una durata quinquennale.

Il meccanismo proposto prevede il riconoscimento di un corrispettivo (Apr) da applicare ai volumi destinati al

mercato di tutela, dove il carattere decrescente del corrispettivo dovrebbe servire da incentivo agli operatori

per rinegoziare i propri contratti ToP in convergenza con i ridotti prezzi di mercato del gas. Il corrispettivo Apr

è destinato a coprire l’80% del differenziale fra i prezzi ToP e il valore Cmem, con aggiornamento del valore

effettuato sul valore dell'anno precedente, a meno che il valore della componente Cmem non superi i prezzi

ToP. In questa evenienza, i venditori aderenti al meccanismo vedrebbero una riduzione più che

proporzionale del corrispettivo Apr, con destinazione delle somme ricavate a compensazione dell'aumento

della Cmem e dunque a limitare l'impatto sulla spesa dei clienti finali in regime di tutela.

In tema di vendita gas, è infine da citare tra i provvedimenti del semestre, la delibera 280/2013/R/gas del 28

giugno 2013 che dà attuazione a quanto previsto dal DL 69/2013 (c.d. “Decreto del Fare”) in termini di

restrizione del perimetro di applicazione delle condizioni economiche di tutela gas ai soli clienti domestici.

La delibera prevede modalità e tempistiche con le quali le società di vendita devono procedere con

l'adeguamento alle previsione del Decreto.

Da ultimo per quanto attiene il settore gas, ricordiamo la consultazione avviata dall’Autorità in tema di

bilanciamento di merito economico (documento di consultazione 218/2013/R/gas). Con tale documento

l’Autorità propone l’introduzione della sessione G-1, cioè di una nuova sessione di mercato che permetta a

SNAM (Responsabile del Bilanciamento) di approvvigionarsi con meccanismi di mercato di risorse di

bilanciamento ulteriori rispetto allo stoccaggio, al fine di equilibrare il sistema di trasporto del gas

minimizzando gli oneri sugli utenti. L’aspetto più delicato riguarda la modalità di determinazione del prezzo di

sbilanciamento, che può essere più o meno raffinata: il Network Code in fase di elaborazione in sede

europea propone l’introduzione di un prezzo duale (marginal buy price e marginal sell price), così da rendere

massimo l’incentivo degli utenti a bilanciare il proprio portafoglio, in quanto il gas verrebbe valorizzato

sempre al prezzo di mercato meno conveniente. Nella pratica, tuttavia, il mercato italiano presenta alcune

caratteristiche che ostano alla strutturazione ottimale del mercato, quali lo scarso livello di liquidità, l’uso

massiccio di contrattazioni bilaterali e la scarsa flessibilità nell’utilizzo di diverse fonti per il bilanciamento,

attualmente basato solo sulle risorse da stoccaggio e non anche su quelle da import e GNL. A causa di

questi ritardi strutturali del mercato italiano, l’Autorità propone di introdurre, almeno in una fase iniziale, un

prezzo singolo di sbilanciamento che si differenzi solo per l’applicazione di uno small adjustment, da

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sommare al prezzo di sbilanciamento nel caso l’utente del sistema sia “corto” e da sottrarre nel caso l’utente

sia “lungo” di gas.

Per quanto riguarda il settore elettrico, il 2013 è il secondo anno del Quarto Periodo Regolatorio in materia

di tariffe e qualità per le attività di trasmissione, distribuzione e misura. Con riferimento alle tariffe, la

delibera 122/2013/R/eel ha approvato, per la prima volta per Hera Spa, le tariffe di distribuzione di

energia elettrica per il 2012, ossia il primo anno del periodo regolatorio introdotto dal Testo Integrato Tariffe

(TIT), di cui alla delibera ARG/elt 199/11. Tale approvazione, prevista inizialmente per aprile 2012, era stata

poi rimandata per alcuni distributori, tra cui Hera Spa, a causa di alcune incongruenze rilevate dall’Autorità

nei dati alla base del capitale investito. Tali incongruenze, risultate poi per Hera Spa solo apparenti, sono

state sanate nel corso del 2012 attraverso opportuna indagine conoscitiva avviata dalla stessa Autorità. La

delibera 122/13 ha inoltre approvato anche le tariffe di distribuzione per l’anno 2013.

Proseguendo in materia di tariffe, con delibera 204/2013/R/eel, l’Autorità esprime l’obiettivo di riformare la

struttura dei servizi di rete e di misura dell’energia elettrica, in un’ottica di maggiore aderenza ai costi e

di aumentare il potere di scelta del consumatore, anche fornendogli un corretto segnale di prezzo rispetto

alle proprie scelte di consumo, tenendo peraltro conto delle mutate condizioni dei mercati liberalizzati.

L’attuale struttura tariffaria, in pratica vigente fin dal 1999, ha ritardato il dispiegarsi degli effetti della

liberalizzazione, lasciando il sistema elettrico italiano in una situazione intermedia tra libero mercato

regolamentato e pianificazione centralizzata. A seguito delle consultazioni per il Quarto Periodo Regolatorio

(2012 - 2015), l’Autorità ha stabilito di congelare la struttura tariffaria prevedendo tuttavia l’avvio di una

riforma che faccia convergere le tariffe D2 e D3 verso la tariffa unica D1. Questa convergenza viene vista

dall’Autorità come non più rimandabile, anche alla luce degli obiettivi 20-20-20 dell’Unione Europea, che

incentivando l’utilizzo delle fonti rinnovabili e l’efficienza energetica (attraverso tecnologie innovative quali ad

esempio le pompe di calore) richiedono un maggior sfruttamento dell’energia elettrica per usi domestici,

eliminando definitivamente qualunque distorsione che disincentivi le fasce alte di consumo. Il procedimento

avviato con la delibera 204/2013 si pone l’obiettivo di introdurre le prime misure già nel 2014 e di

concludersi, con l’entrata a regime della riforma, con l’avvio del Quinto Periodo Regolatorio (2016-2019).

Sempre con riferimento alla distribuzione elettrica, a fine giugno 2013 l’Autorità ha pubblicato il documento di

consultazione 269/2013/R/eel riguardo alla revisione del meccanismo di riconoscimento delle perdite di

rete. Già con delibera ARG/elt 52/11 l’Autorità aveva avviato un procedimento volto alla valutazione e alla

revisione dei fattori di perdita standard sulle reti di distribuzione e trasmissione con la delibera

559/2012/R/eel che aveva già innovato il meccanismo in forma provvisoria per il 2012. In vista della

determinazione di una regola a regime, l’Autorità ha stabilito di avviare un progetto specifico per lo studio

delle reti di bassa e media tensione, traendo spunto da alcune simulazioni svolte dal Politecnico di Milano

(che guida un gruppo di lavoro con i distributori, al quale partecipa anche il Gruppo Hera), e prevedendo di

adottare entro dicembre 2013, con effetto dal 1° gennaio 2013, la revisione del meccanismo delle perdite

previsto dal Testo Integrato della Vendita dell’Energia Elettrica (TIV). Secondo l’Autorità, il meccanismo di

perequazione precedente costituiva un forte incentivo ad effettuare investimenti sulle reti per tendere a

minimizzare le perdite di rete effettive, in quanto riconosceva un premio ai distributori che dimostravano di

avere perdite di rete più basse di quelle standard definite per livelli di tensione e uniche a livello nazionale. Il

limite di tale metodo consisteva però nel non tenere conto di fattori territoriali e di densità, specifici delle

singole reti, che non sono governabili dagli operatori e che portavano di massima a premiare, ad esempio, le

reti cittadine a discapito di quelle rurali. Per superare tale limite, l’Autorità definirà nuovi livelli di perdite

standard non più unici a livello nazionale, ma definiti per classi rappresentative e successivamente associati

a ciascun distributore. In aggiunta, il nuovo ammontare riconosciuto di perequazione sarà limitato da un

ulteriore cap.

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Nell’ambito della produzione elettrica, con delibera 243/2013/R/eel, l’Autorità ha previsto interventi relativi

agli impianti di generazione distribuita per garantire la sicurezza del sistema elettrico nazionale. La

delibera estende le disposizioni di adeguamento tecnico già contenute nella delibera 84/2012/R/eel ad

ulteriori categorie d'impianti, con obbligo di installazione di nuovi inverter per aumentare la sicurezza della

rete messa alla prova dall'ingente volume di immissioni intermittenti della generazione distribuita. Mentre la

precedente delibera si limitava a chiedere l’adeguamento degli impianti entrati in esercizio dopo il 31 marzo

2012, la delibera 243/13 richiede che vengano adeguati anche quelli entrati in esercizio prima di tale data,

con termini ultimi per gli adeguamenti compresi tra il 30 giugno 2014 e il 30 aprile 2015. I distributori sono

tenuti a controllare l'adeguamento degli impianti effettuando verifiche a campione e informando il Gestore dei

Servizi Energetici (GSE) degli impianti non adeguati. Il GSE a sua volta è tenuto a sospendere gli incentivi e

le convenzioni per i servizi di scambio sul posto e di ritiro dedicato fino all’avvenuto adeguamento gli

impianti.

Sempre sul tema della produzione elettrica, è da citare la delibera 47/2013/R/efr del febbraio 2013, con cui

l'Autorità ha definito i criteri per l'individuazione dei consumi che possono essere considerati ausiliari

alla produzione di energia elettrica all'interno delle centrali di produzione. Tali criteri dovranno essere

rispettati dal Gestore dei Servizi Energetici nel momento in cui definirà le modalità e le condizioni procedurali

per la quantificazione del fattore percentuale, correlato ai consumi dei servizi ausiliari, impianto per impianto.

In primo luogo, l'Autorità ha escluso la possibilità, paventata in precedente documento di consultazione, di

rendere retroattive le misure, stabilendo che i criteri individuati dovranno applicarsi solo agli impianti con

potenza superiore a 1 MW che beneficeranno degli incentivi previsti dai decreti del 5 e 6 luglio 2012 (e

quindi entrati in funzione dal 1 gennaio 2013). L'Autorità, infine, ha definito le modalità per la verifica e

l'aggiornamento del valore del fattore percentuale correlato ai servizi ausiliari da parte del GSE.

Tra gli interventi dell’Autorità trasversali ai due settori energy è opportuno ricordare le delibere

67/2013/R/com e 173/2013/R/com circa le disposizioni per il mercato della vendita al dettaglio di energia

elettrica e di gas naturale in materia di costituzione in mora. Le delibere modificano la disciplina

precedente apportando alcune variazioni alle tempistiche da rispettare a favore del venditore. In particolare,

il tempo minimo concesso al cliente finale per effettuare il pagamento è pari a quindici giorni solari dalla data

di invio della raccomandata di emissione della costituzione in mora (dieci nel caso di utilizzo di PEC).

Vengono inoltre indicate anche altre tempistiche, quale per esempio, il tempo minimo dalla scadenza del

termine ultimo di pagamento indicato al cliente finale, perché il venditore possa presentare al distributore

richiesta di sospensione della fornitura.

La delibera introduce inoltre indennizzi automatici da corrispondere ai clienti nei casi in cui la fornitura sia

stata sospesa senza che il venditore abbia inviato la comunicazione di costituzione in mora o comunque non

siano state rispettate le tempistiche istituite dalla delibera. È previsto che le disposizioni dell’Autorità siano

attuate a partire dal 1° settembre 2013.

Altro provvedimento di carattere trasversale è la delibera 260/2013/R/com, con cui l’Autorità ha dato avvio

all’istruttoria conoscitiva in materia di trasparenza dei documenti di fatturazione, al fine di raccogliere

elementi informativi su base partecipativa per successivi interventi regolatori. Dopo quattro anni dalla

pubblicazione della delibera ARG/com 202/09, che definiva la struttura e i contenuti dei documenti di

fatturazione, l’Autorità ha come obiettivo il superamento del sistema in essere e l’adattamento della

regolazione sulla trasparenza delle bollette alle mutate condizioni del mercato. La conclusione dell’istruttoria

conoscitiva è prevista per dicembre 2013.

In relazione al servizio idrico integrato si ricorda che le funzioni di regolazione e controllo in materia sono

state attribuite all’Aeeg dal 1° gennaio 2012. I provvedimenti adottati nel corso del primo semestre 2013,

quindi, sono stati volti alla definizione degli istituti di base del settore, a testimonianza di una

regolamentazione ancora poco matura. In questo contesto si inserisce la delibera 86/2013/R/idr, con la

39



quale l’Autorità norma la disciplina del deposito cauzionale che intende rispondere all'esigenza di

contenere il fenomeno della morosità per il servizio idrico integrato, definendone l’ammontare in misura tale

da bilanciare l'impatto sui gestori con la sostenibilità per il cliente finale. La disciplina, che entrerà in vigore

dal 1° gennaio 2014, prevede che l’ammontare del deposito cauzionale debba essere al massimo pari a 3

mensilità del consumo annuo attribuibile all'utente, metà del deposito, inoltre, deve essere versato

all'attivazione dell'utenza, l'altra metà deve essere rateizzata sulle prime due bollette utili.

In materia tariffaria, il primo semestre 2013, ha visto l’avvio operativo del Metodo Tariffario Transitorio (MTT),

definito dalla delibera 585/2012/R/idr. In particolare, secondo le disposizioni di tale delibera, le Autorità

d’Ambito competenti hanno proceduto, entro il 30 aprile 2013, alla determinazione dei parametri tariffari

del 2012 e del 2013, per cui è prevista entro il 31 luglio 2013 l’approvazione definitiva da parte dell’Aeeg.

A febbraio 2013, l’Autorità ha inoltre apportato, con delibera 88/2013/R/idr, alcune modifiche al MTT, che si

sono rivelate particolarmente critiche, con riferimento soprattutto alla definizione del valore del capitale

investito a base tariffaria. Nello specifico, a valle della delibera 88/13, la regolazione non ammette l’utilizzo di

valori differenti dai costi storici originari degli asset idrici per la valorizzazione della RAB, nei casi di

conferimento di tali asset da Enti Locali e loro società partecipate. A tal proposito alcuni gestori, tra i quali

Hera Spa, hanno avanzato ricorso al TAR Lombardia per l’annullamento della suddetta disposizione.

L’altro rilevante provvedimento in materia tariffaria è rappresentato dalla delibera 273/2013/R/idr che

conclude il procedimento aperto con delibera 38/2013/R/idr in merito alla restituzione agli utenti finali della

componente tariffaria relativa alla remunerazione del capitale investito per il periodo 21 luglio – 31 dicembre

2011. L'Autorità, con delibera 273/13, ha fissato in particolare i criteri che dovranno essere utilizzati dagli

Enti d’Ambito per il calcolo della quota da restituire agli utenti, individuando quali beneficiari delle restituzioni

i soli utenti domestici. La base di calcolo da utilizzare è la remunerazione del capitale investito prevista da

ciascun Piano d'Ambito ai sensi del vecchio metodo tariffario, opportunamente riproporzionata in relazione al

periodo di competenza della restituzione. Dalla remunerazione così calcolata, l'Autorità, nel rispetto del

principio del full cost recovery, riconosce la facoltà di detrarre gli oneri fiscali (riproporzionati sul risultato di

esercizio e sul costo del personale), gli oneri finanziari e gli accantonamenti per la svalutazione dei crediti.

Durante il primo semestre 2013 l’Autorità ha portato a compimento la regolazione in materia di agevolazioni

tariffarie e rateizzazione dei pagamenti per le popolazioni colpite dagli eventi sismici del maggio 2012 in

Emilia-Romagna, (Lombardia e Veneto). I provvedimenti riguardano trasversalmente i tre settori di

regolazione dell’Autorità (gas, energia elettrica e servizio idrico integrato) e, con riferimento ai settori energy,

hanno impatti sia sui soggetti distributori sia sui venditori. Tali misure hanno effetti significativi sul Gruppo

Hera, data la consistente presenza nei territori colpiti dagli eventi sismici. La delibera 6/2013/R/com, del

gennaio 2013, dà avvio alla rateizzazione dei crediti generati a valle della sospensione dei termini di

pagamento delle fatture relative alle forniture dei tre servizi, per i sei mesi successivi al 20 maggio 2012. Nel

contempo, la delibera 6/13 istituisce l’atteso sistema delle agevolazioni tariffarie, che si sostanzia in una

riduzione del 50% delle tariffe di distribuzione energy e della tariffa del servizio idrico integrato, a valere,

retroattivamente, dal 20 maggio 2012 e per un periodo di due anni. I minori ricavi dei gestori operanti nelle

aree terremotate saranno ad essi reintegrati mediante meccanismi istituiti ad hoc dalla Cassa Conguaglio

per il Settore Elettrico. Il sistema di agevolazioni, che interessa anche i corrispettivi per prestazioni extra

tariffarie, è esteso ai 104 comuni individuati dal Decreto del Ministero dell’Economia e delle Finanze del 1°

giugno 2012, cui si aggiungono i comuni di Mantova e Ferrara. La successiva delibera 105/2013/R/com ha

integrato e meglio specificato le scadenze a carico degli operatori, stabilendo che entro il 30 giugno 2013 i

distributori energy effettuino i conguagli relativi alle agevolazioni nei confronti dei venditori e che entro il 31

luglio 2013 i venditori energy ed i gestori del servizio idrico integrato, siano tenuti ad emettere un’unica

fattura di conguaglio degli importi già fatturati, che tenga conto delle agevolazioni previste e,

contestualmente, a rivedere gli importi di rateizzazione tenendo conto delle rate già eventualmente pagate

dagli utenti o a provvedere, attraverso modalità alternative, all’accredito di tali importi agli utenti.

40



Distribuzione gas: quadro tariffario

Il sistema tariffario della distribuzione e misura gas adotta dall’Autorità per il 2013 risulta essere ancora

disciplinato dalla RTDG, di cui alla delibera ARG/gas 159/08. Infatti, con delibera 436/2012/R/Gas l’Autorità

ha esteso di un anno la validità dei principi del terzo periodo di regolazione, fissando nel contempo, per il

2013, il tasso di remunerazione del capitale investito pari al 7,7% (dal 7,6% del quadriennio 2009-2012) e il

tasso di recupero di produttività annuale dei costi operativi pari al 2,4%, in coerenza con il trend decrescente

già stabilito dalla delibera 315/2012/R/gas. Sulla base di tali principi, l’Autorità ha poi provveduto, con

delibera 553/2012/R/gas, ad approvare le tariffe di riferimento 2013 per tutti i distributori, ivi comprese le

società del Gruppo Hera.

Avverso le delibera 436/12 e 553/12, alcuni operatori, tra cui Hera Spa, hanno avanzato ricorso presso il

TAR Lombardia, in particolare in merito alla modalità di fissazione del tasso di remunerazione del capitale

(WACC) per il 2013, ritenute non rappresentative delle condizioni di mercato in quanto basate su un periodo

di rilevazione del tasso free risk incoerente rispetto alla regola da sempre utilizzata dall’Autorità. In aggiunta,

il tasso di remunerazione fissato per il 2013 risulta ulteriormente penalizzato dall’innalzamento del rapporto

D/E da 0,5 a 0,8, promosso dall’Autorità secondo principi di omogeneità con il settore elettrico.

Fatte salve tali eccezioni, l’impianto tariffario vigente per il 2013 continua ad assicurare a ciascun operatore il

conseguimento di ricavi ammessi determinati dall’Autorità sulla base dei costi riconosciuti, espressi dalle

tariffe di riferimento e dal numero di punti di riconsegna serviti, rendendo di fatto indipendenti i ricavi dalla

quantità di volumi distribuiti. Ciò si attua attraverso opportuni meccanismi di perequazione tariffaria, che

consentono di regolare con la Cassa Conguaglio le differenze tra il proprio ricavo ammesso e il ricavo

conseguito dalla fatturazione alle società venditrici. Quest’ultimo deriva dall’applicazione di tariffe

obbligatorie determinate dall’Autorità per ambiti macro-regionali.

Nella cornice sopra descritta, i ricavi delle attività di distribuzione e misura gas per il primo semestre 2013

sono risultati per Hera Spa pari a 92,2 milioni di euro, a fronte di volumi distribuiti per 1.318 milioni di metri

cubi (mc) e con un corrispondente ricavo unitario pari a 7,00 €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-giu-12 30-giu-13 var %

Hera Spa

- Ricavo (Mln euro) 87,8 92,2 5,0%

- Volumi (Mln mc) 1.308 1.318 0,8%

- Ricavo Unitario (€cent/mc) 6,71 7,00 4,2%

Rispetto al primo semestre 2012, a fronte di un lieve aumento di volumi distribuiti dello 0,8% (da 1.308 a

1.318 milioni di mc), si rileva un incremento significativo dei ricavi del 5,0%, passando da 87,8 a 92,2 milioni

di euro. La variazione in aumento, pari a 4,4 milioni di Euro, risulta per 2,9 milioni di euro legata a variazioni

positive di competenze ante 2013 (approvazioni tariffarie 2011 e 2012 da delibera 450/12 superiori rispetto

alle stime) e per i restanti 1,5 milioni di euro dovuta alla crescita del vincolo ai ricavi 2013 rispetto al 2012,

essenzialmente legata all’adeguamento inflativo riconosciuto dall’Autorità.

41



Nel perimetro di consolidamento del Gruppo Hera, per quanto rileva il ricavo da distribuzione gas, oltre a

Marche Multiservizi Spa, dal 1° gennaio 2013 è compreso anche il Gruppo AcegasAps. Il valore consolidato

di ricavi da distribuzione e misura gas per il Gruppo Hera si attesta pertanto pari a 121,0 milioni di euro, a

fronte di 1.723 milioni di mc distribuiti e un corrispondente ricavo unitario di 7,02 €cent/mc. L’apporto del

Gruppo AcegasAps ai ricavi è pari a 20,2 milioni di euro (per volumi distribuiti pari a 312 milioni di mc) e

include a sua volta i valori di Isontina Reti Gas Spa, per una quota di consolidamento pari al 30%.

Distribuzione e misura gas - Ricavi regolati 30-giu-12 30-giu-13 var %

Hera Consolidato

- Ricavo (Mln euro) 96,5 121,0 25,4%

- Volumi (Mln mc) 1.406 1.723 22,5%

- Ricavo Unitario (€cent/mc) 6,86 7,02 2,3%

42



Distribuzione energia elettrica: quadro tariffario

Il 2013 è il secondo anno del quarto periodo di regolazione tariffaria (2012-2015) dei servizi di Trasmissione,

Distribuzione e Misura di energia elettrica. I testi integrati di riferimento (TIT per Trasmissione e Distribuzione

e TIME per la Misura) sono stati approvati con delibera ARG/elt 199/11.

Per quanto concerne il servizio di distribuzione, il metodo tariffario si caratterizza per l’introduzione di un

vincolo ai ricavi regolati definito per azienda (con logica simile alla distribuzione gas), calcolato per la parte

dei costi di capitale su base mista (implicita per il perimetro degli asset fino al 2007 e a costo storico effettivo

per gli investimenti dal 2008), e per la parte dei costi operativi su valori medi nazionali rilevati a consuntivo

dall’Autorità e opportunamente modulati per tenere conto degli effetti espressi dalle perequazioni tariffarie

del terzo periodo regolatorio. La riconduzione ad un vincolo per azienda ha superato la complessità del

previgente sistema tariffario rispondendo contestualmente al principio di cost reflectivity dei ricavi

riconosciuti.

Dal punto di vista del riconoscimento dei costi di capitale, il sistema tariffario prevede un tasso di

remunerazione del capitale pari al 7,6%, oltre al c.d. “regulatory lag”, vale a dire una maggiorazione del

tasso a remunerazione a copertura dell’onere finanziario conseguente al ritardo, di due anni, con cui gli

investimenti effettuati iniziano ad essere riconosciuti in tariffa. Tale maggiorazione ammonta all’1% e si

applica a partire dagli investimenti realizzati nel 2012, dunque a valere sulle tariffe 2014.

Come già descritto nel capitolo regolatorio della presente relazione, le tariffe di riferimento 2012 e 2013 sono

state approvate dalla delibera 122/2013/R/eel per tutti gli operatori, ivi incluse le società del Gruppo Hera.

Per Hera Spa i ricavi per le attività di trasmissione, distribuzione e misura di energia elettrica al 30.06.2013

sono risultati pari a 25,3 milioni di euro, sostanzialmente invariati rispetto al primo semestre 2012, pur a

fronte di una diminuzione dei volumi distribuiti del 2,6%. Tale risultato si giustifica con l’aggiornamento delle

tariffe di riferimento per comprendere, oltre che l’andamento inflativo, le variazioni del capitale investito e dei

costi operativi riconosciuti, con un meccanismo che complessivamente rende di fatto indipendenti i ricavi dai

volumi distribuiti.

Distribuzione, misura e trasmissione Energia elettrica - Ricavi regolati 30-giu-12 30-giu-13 var % vs 30/6/12

Hera Spa

- Ricavo (Mln euro) 25,2 25,3 0,4%

- Volumi (Mln kWh) 1.089 1.061 -2,6%

- Ricavo unitario (€cent/kWh) 2,31 2,39 3,2%

43



Per quanto rileva il ricavo da trasmissione, distribuzione e misura di energia elettrica, nel perimetro di

consolidamento del Gruppo Hera, è compreso, dal 1° gennaio 2013, anche il Gruppo AcegasAps. Il valore

consolidato di ricavi per il Gruppo Hera si attesta in 36,5 milioni di euro, con 1.444 milioni di kWh distribuiti e

un corrispondente ricavo unitario di 2,53 €cent/kWh. L’apporto del Gruppo AcegasAps ai ricavi è pari a 11,2

milioni di euro con volumi distribuiti pari a 384 milioni di kWh e include a sua volta i valori di Est Reti

Elettriche Spa, per una quota di consolidamento pari al 30%. Per Est Reti Elettriche i valori iscritti a bilancio

non risentono dell’apporto della Perequazione Specifica Aziendale, di cui è attesa l’approvazione da parte

dell’Autorità.

Distribuzione, misura e trasmissione Energia elettrica - Ricavi regolati 30-giu-12 30-giu-13 var % vs 30/6/12

Hera Consolidato

- Ricavo (Mln euro) 25,2 36,5 44,8%

- Volumi (Mln kWh) 1.089 1.444 32,6%

- Ricavo unitario (€cent/kWh) 2,31 2,53 9,2%

44



Ciclo Idrico: quadro tariffario

La regolazione del Servizio Idrico Integrato è stata interessata da rilevanti sviluppi normativi. Con D.L.

201/2011, convertito, con modificazioni, dalla L. 22 dicembre 2011, n. 214, sono state attribuite all’Aeeg le

competenze in materia tariffaria, prima in capo alle ex ATO territoriali, a partire dal 2012. Con Delibera

585/2012 l’AEEG ha definito un metodo tariffario transitorio per il periodo 2012-2013, prevedendo in capo

alle Autorità d’Ambito locali (ATERSIR per quanto riguarda la regione Emilia Romagna) la determinazione

delle tariffe transitorie sulla base dei criteri previsti nel citato metodo transitorio. Le tariffe applicate nel 2013

sono quelle provvisorie determinate dalle ATERSIR che, nel corso dei prossimi mesi, saranno deliberate in

via definitiva da parte di AEEG.

Per Hera Spa il confronto con i dati dell’esercizio 2012 mostra un incremento del ricavo unitario del 6,1% per

il primo semestre 2013. Ciò deriva dall’adeguamento inflattivo oltre che dalla convergenza tariffaria verso la

piena copertura dei costi.

Gruppo Hera consolidato Ciclo Idrico - ricavi da tariffa 30-giu-12 30-giu-13 var %

Ricavi da Tariffa (mln/€) 201,69 207,48 2,9%

Volumi (mln/mc) 109,67 106,35 ‐3,0%

Ricavo Medio Unitario (€cent/mc) 183,90 195,09 6,1%

Nel perimetro di consolidamento del Gruppo Hera, oltre a Marche Multiservizi Spa, dal 1° gennaio 2013 è

compreso anche il Gruppo AcegasAps, il cui apporto ai ricavi è stato pari a 42,6 milioni di euro per 29,4

milioni di mc venduti.

Gruppo Hera consolidato Ciclo Idrico - ricavi da tariffa 30-giu-12 30-giu-13 var %


Volumi (mln/mc) 120,96 146,75 21,3%

Ricavo Medio Unitario (€cent/mc) 181,56 183,09 0,8%

45



Igiene urbana: quadro tariffario

Dal 2013 è entrata in vigore le nuova normativa che ha introdotto la Tares (**) che ha sostituito i precedenti

regimi di prelievo Tarsu e TIA. Conseguentemente i ricavi del Gruppo Hera tengono conto dell’effetto di

questo importante cambiamento normativo.

A Giugno 2013 il servizio di gestione dei rifiuti urbani è stato erogato in 187 Comuni; a seguito

dell’introduzione della Tares, il 48% (90 Comuni, tutti i Comuni ex-TIA ad eccezione di 3) ha scelto di affidare

la gestione dalla Tares ad Hera spa, mentre il 52% dei comuni, tra i quali tutti quelli in regime TARSU (Tassa

Rifiuti Solidi Urbani) nel 2012, ha scelto di gestirla in proprio o di affidarla a ditte terze.

Il confronto puntuale su dati omogenei del Gruppo Hera consolidato fa emergere alcune evidenze.

Gruppo Hera consolidato Igiene urbana - ricavi da tariffa (TIA + TARSU/TARES) 2012 2013 var %


Abitanti serviti* (000) 2.795 2.834 1,4%

Ricavo Medio Unitario (€/abitante) 76,40 77,80 1,8%

* numero di Abitanti serviti al 01/01. Per il 2013 il dato è provvisorio, in attesa dei dati definitivi dalla Regione.

** art. 14 del D.L. n. 201 /2011, convertito in L. n. 214/2011, integrato dall’art. 1 comma 387 della Legge di Stabilità n. 228/2012, entrata in vigore il

01.01.2013, con successive modifiche introdotte dall’art. 10 comma 2 del D.L. 08 aprile 2013 n. 35 convertito con L. n. 64 del 06.06.2013.

L’incremento complessivo dei ricavi regolamentati per il servizio di Igiene Urbana ai comuni in concessione,

pari al 3,2%, è da imputare principalmente all’incremento medio tariffario, di ca. il 1,9% che recupera anche

l’incremento inflattivo dei costi.

La restante parte di delta è da imputare prevalentemente all’ingresso di nuovi Comuni nel perimetro del

Gruppo Marche Multiservizi.

46



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 Hera

RICAVI

MARGINE OPERATIVO LORDO

30‐Giu‐‘12 30‐Giu‐‘13

30‐Giu‐‘12 30‐Giu‐‘13

Gas

39,9%EE

32,6%

Altri Servizi

2,0%

Ambiente

14,0%Acqua

11,5%

Gas

38,7%

Acqua

12,2%

Ambiente

15,5%Altri Servizi

2,2%

EE

31,5%

Gas

41,6%Acqua

20,7%

Ambiente

25,2%

Altri Servizi

2,7%

EE

9,9%

Gas

40,6%Acqua

20,9%

Ambiente

26,1%

Altri Servizi

2,2%

EE

10,2%

47



Composizione del portafoglio di business Gruppo

Nei prossimi capitoli viene rappresentata un’analisi dei risultati della gestione realizzati per aree d’affari. I

conti economici di Hera sono comprensivi dei costi di struttura ed includono gli scambi economici tra le

stesse aree d’affari valorizzati a prezzi di mercato. In AcegasAps, per maggiore trasparenza sulla lettura dei

dati, è stato mantenuto il criterio di rappresentazione delle aree utilizzato sul loro bilancio. Per necessità di

sintesi, l’area “Strutture di Direzione” è stata inserita nell’area “Altri Servizi”.

Nel corso dell’esercizio 2013 si completerà il processo d’integrazione di AcegasAps e i criteri di

rappresentazione delle aree d’affari verranno uniformati.

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.

A seguito delle rettifiche effettuate sul conto economico del primo semestre 2012 evidenziate

precedentemente, anche i conti economici per aree d’affari sono stati rettificati in modo omogeneo.

RICAVI

MARGINE OPERATIVO LORDO

30‐Giu‐‘12 30‐Giu‐‘13

30‐Giu‐‘12 30‐Giu‐‘13

Gas

39,9%EE

32,6%

Altri Servizi

2,0%

Ambiente

14,0%Acqua

11,5%

Gas

37,7%

Acqua

12,8%

Ambiente

16,2%Altri Servizi

3,8%

EE

29,5%

Gas

41,6%Acqua

20,7%

Ambiente

25,2%

Altri Servizi

2,7%

EE

9,9%

Gas

39,1%Acqua

23,0%

Ambiente

27,2%Altri Servizi

0,9%

EE

9,8%

48



Analisi delle attività relative all’Area Gas

Al 30 giugno 2013, l’area Gas presenta una crescita rispetto all’analogo periodo dell’esercizio precedente in termini

assoluti di contributo al margine operativo lordo del Gruppo. L’integrazione di AcegasAps porta ad una diminuzione

del peso percentuale di 2,5 punti; senza considerare tale variazione di perimetro il contributo dell’area gas calerebbe

di circa 1 punto percentuale.

(mln/€) 30-giu-12 30-giu-13 Var. Ass. Var. %

Margine operativo lordo Hera 148,7 152,1 +3,4 +2,3%

Margine operativo lordo AcegasAps - 22,2 +22,2 +100,0%

Margine operativo lordo Gruppo 148,7 174,2 +25,5 +17,2%

Margine operativo lordo Consolidato 357,6 445,3 +87,7 +24,5%

Peso percentuale 41,6% 39,1% -2,5 p.p.

La tabella seguente riporta i principali indicatori quantitativi dell’area:

Dati quantitativi 30-giu-12 30-giu-13 Var. Ass. Var. %

Volumi distribuiti gas (milioni di mcubi) 1.406,0 1.700,8 +294,8 +21,0%

Volumi venduti gas (milioni di mcubi) 1.988,0 1.813,0 -175,0 -8,8%

- di cui volumi Trading 729,8 431,9 -297,9 -40,8%

Volumi erogati calore (Gwht) 321,3 327,0 +5,7 +1,8%

I volumi distribuiti, passano da 1.406,0 milioni di metri cubi del primo semestre 2012 a 1.700,8 del primo semestre

2013, risultando in aumento di 294,8 milioni di mc (+21,0%); tale crescita è dovuta all’integrazione di AcegasAps per

289,3 milioni di mc e a 5,5 milioni di mc Hera (+0,4%), nonostante sia stato registrato a livello nazionale un calo della

domanda di gas del 5,7%.

I volumi venduti di gas invece passano da 1.988,0 milioni di metri cubi del primo semestre 2012 a 1.813,0 del 30

giugno 2013, con una diminuzione di 175,0 milioni di mc (‐8,8%). Le principali ragioni di questa situazione sono:

a) integrazione di AcegasAps per 120,7 milioni di mc;

b) notevole diminuzione di volumi venduti per le attività di Trading (‐40,8%), legati ai minori volumi per il

mercato termoelettrico e al progressivo allineamento fra i prezzi del PSV e quelli degli HUB nord europei sul

mercato all’ingrosso;

c) leggero aumento dei volumi Hera venduti a clienti finali (+2,3 milioni di mc, +0,2%), nonostante la

contrazione della domanda.

I volumi erogati di calore passano da 321,3 GWht del primo semestre 2012 ai 327,0 del 30 giugno 2013, (+1,8%)

dovuto per 4,4 GWht ad AcegasAps e per 1,3 GWht (+0,2%) a Hera, che risultata praticamente allineata all’anno

precedente.

Sia per i volumi distribuiti di gas naturale che per il calore erogato vanno segnalate la temperature più rigide del primo

semestre 2013 rispetto all’analogo periodo del 2012 (+5,7% Gradi Giorno), rilevate nel territorio di riferimento di

Hera.

49



Si riporta di seguito la sintesi dei risultati economici dell’area:

Conto economico(mln/€)

30-giu-12 Inc.% 30-giu-13 Inc% Var. Ass. Var. %

Ricavi 994,0 987,8 -6,2 -0,6%

Costi operativi (808,3) -81,3% (764,2) -77,4% -44,1 -5,5%




I ricavi di Gruppo, che passano da 994,0 milioni del primo semestre 2012 a 987,8 milioni di euro, diminuiscono di 6,2

milioni di euro (‐0,6%); Le principali motivazioni sono:

a) integrazione di AcegasAps per 91,3 milioni di euro;

b) minori ricavi legati alle attività di intermediazione per 114,5 milioni di euro, a causa della già citata

diminuzione dei volumi.

c) maggiori ricavi per le attività di vendita a clienti finali sia per i maggiori volumi venduti che per il maggior

prezzo della materia prima.

Le già citate minori attività di Trading si riflettono anche sui minori costi operativi, nonostante l’integrazione di

AcegasAps per 62,3 milioni di euro: infatti i costi operativi di Hera diminuiscono di 106,5 mln €, in maniera più che

proporzionale ai ricavi.

Il Margine Operativo Lordo di Hera cresce di 3,4 milioni di euro (+2,3%), passando da 148,7 a 152,1 milioni di euro

grazie ai maggiori margini di vendita, per le buone condizioni di acquisto della materia prima, e maggiori margini per il

servizio di teleriscaldamento, legato a risparmi sui costi di approvvigionamento del gas per la produzione di calore e

del calore stesso.

L’integrazione con AcegasAps contribuisce per i primi sei mesi del 2013 al margine operativo lordo dell’area Gas di

Gruppo per 22,2 milioni di euro.

Nel confronto con l’analogo periodo del 2012, AcegasAps presenta un incremento di 1,5 milioni di euro (+7,0%),

dovuto principalmente al contributo positivo del business della vendita di Gas, grazie alle migliori condizioni di

acquisto della materia prima e ad una politica commerciale focalizzata alla razionalizzazione dei clienti.

I volumi complessivamente venduti dal Gruppo AcegasAps ammontano a 120,7 milioni di metri cubi contro i 123,9 del

primo semestre 2012; la riduzione di 3,2 milioni di metri cubi (‐2,6%) è riconducibile alla perdita di alcuni grandi clienti

ritenuti non più remunerativi e all’andamento climatico più mite, nel territorio di riferimento, rispetto all’analogo

periodo del 2012. Per quest’ultimo motivo, i volumi distribuiti da AcegasAps diminuiscono dello 0,7%, passando 291,5

a 289,3 milioni di metri cubi.

Il Margine Operativo Lordo nell’area Gas totale di Gruppo aumenta quindi di 25,5 milioni di euro (+17,2%), passando

da 148,7 a 174,2 milioni di euro.

50



Analisi delle attività relative all’Area Energia Elettrica

L’Area Energia Elettrica, al termine del primo semestre 2013, presenta un miglioramento rispetto all’analogo periodo

del 2012, sia per Hera che per l’integrazione di AcegasAps, come evidenziato nella tabella sottostante:







I dati quantitativi dell’area, che non ricomprendono le attività di trading, sono riportati nella tabella sottostante:


Volumi venduti (Gw/h) 4.712,8 4.701,8 -11,0 -0,2%

Volumi distribuiti (Gw/h) 1.088,9 1.443,9 +355,0 +32,6%

I volumi venduti di Energia Elettrica passano da 4.712,8 GWh del primo semestre 2012 a 4.701,8 del 30 giugno 2013,

con una diminuzione dello 0,2%. L’integrazione di AcegasAps, pari a 255,3 Gwh, compensa quasi del tutto la

diminuzione di Hera (‐266,3 GWh; ‐5,7%), dovuta alla permanente debolezza della domanda di energia elettrica in

Italia (‐3,9%), nonostante un miglioramento del numero dei clienti (+9,5%) rispetto all’analogo periodo dell’anno

precedente.

I volumi distribuiti aumentano del 32,6%; il contributo di AcegasAps è pari a 383,0 GWh mentre Hera evidenziando un

calo di 28,1 Gwh (‐2,6%) per il citato rallentamento dei consumi.

Di seguito si propone l’analisi dei principali risultati dell’area:



Ricavi 812,2 772,3 -39,9 -4,9%

Costi operativi (768,4) -94,6% (715,8) -92,7% -52,6 -6,8%




I ricavi passano da 812,2 milioni di euro del primo semestre 2012 a 772,3 milioni di euro dell’analogo periodo del

2013, con un diminuzione del 4,9%. I motivi principali sono:

a) integrazione di AcegasAps per +43,2 milioni di euro;

b) minori ricavi legati alle attività di intermediazione e minori ricavi per le attività di vendita a clienti finali sia per

i minori volumi venduti che per il calo del prezzo della materia prima per complessivi 83,0 milioni di euro.

51



Al netto della quota relativa ad AcegasAps per 34,0 milioni di euro, i costi operativi di Hera diminuiscono di 86,5 mln €

(‐11,3%), più che compensando i minori ricavi per le attività di vendita a clienti finali e di intermediazione.

Il Margine Operativo Lordo di Hera cresce di 2,8 milioni di euro (+7,9%), passando da 35,3 a 38,1 milioni di euro grazie

ai maggiori margini sulle attività di vendita e intermediazione, che compensano i minori margini dell’attività di

produzione di energia elettrica.

L’integrazione con AcegasAps contribuisce per i primi sei mesi del 2013 al margine operativo lordo dell’area per 5,6

milioni di euro.

Nel confronto con l’analogo periodo del 2012, AcegasAps presenta un calo di 1,2 milioni di euro (‐17,9%), legato

principalmente alle minori richieste di allacci e ai minori ricavi di distribuzione dell’energia elettrica.

Le quantità vendute da AcegasAps subiscono un calo rispetto al primo semestre 2012, passando da 478,3 GWh a 255,4

GWh, a seguito sia della perdita dei clienti del consorzio CEV (comuni del Veneto con circa 32.000 utenze) che del calo

della domanda generalizzato. I volumi distribuiti confermano il trend di riduzione già evidenziato, passando da 405,0

Gwh a 383 GWh (‐5,4%).

Il Margine Operativo Lordo di Gruppo passa da 35,3 milioni di euro del 30 giugno 2012, ai 43,7 milioni di euro al 2013,

con un aumento di 8,4 milioni di euro (+23,9%).

52



Analisi delle attività relative all’Area Ciclo Idrico Integrato

L’area del Ciclo Idrico Integrato, al 30 giugno 2013, si presenta in crescita rispetto all’analogo periodo dell’anno

precedente, sia grazie all’integrazione di AcegasAps che alla crescita di Hera:






Peso percentuale 20,7% 23,0% +2,3 p.p.

In seguito si propone un’analisi dei risultati della gestione realizzati nell’area:

Conto economico (mln/€) 30-giu-12 Inc.% 30-giu-13 Inc% Var. Ass. Var. %

Ricavi 286,4 336,1 +49,7 +17,4%

Costi operativi (159,4) -55,7% (173,8) -51,7% +14,4 +9,0%




I ricavi di Gruppo crescono di 49,7 milioni di euro (+17,4%), per effetto dell’integrazione di AcegasAps per 54,2 milioni

di euro, che compensano i minori ricavi Hera (‐4,5 mln €; ‐1,6%) dovuti a: (i) minori ricavi da allacciamento, dovuti al

perdurare della crisi economica del settore immobiliare, (ii) minori ricavi da applicazione del principio IFRIC 12 per ‐7,3

mln €, e (iii) maggiori ricavi da somministrazione per l’applicazione delle tariffe concordate con le Autorità territoriali

che prevedono la convergenza tariffaria verso la piena copertura dei costi.

I costi operativi di Hera calano del 5,2%, rispetto all’analogo periodo dell’anno precedente, e sono legati ai minori costi

derivanti dal già citato principio IFRIC 12. L’integrazione con AcegasAps apporta costi per 22,7 milioni di euro e quindi i

costi operativi di gruppo risultano pari a 173,8 milioni di euro, in aumento del 9,0% rispetto al 30 giugno 2012.

La tabella seguente riproduce i principali indicatori quantitativi dell’area:


Volumi venduti (milioni di mcubi)

Acquedotto 121,0 144,3 +23,3 +19,3%

Fognatura 105,2 119,6 +14,4 +13,7%

Depurazione 104,3 118,8 +14,5 +13,9%

I volumi di Gruppo aumentano grazie all’integrazione di AcegasAps per +29,4 milioni di metri cubi di acquedotto,

+19,4 di fognatura e +19,4 di depurazione; al netto di tale variazione, i volumi acquedotto di Hera diminuiscono del

53



5,0%, quelli di fognatura del 4,8% e di depurazione del 4,7% sia per la maggiore piovosità riscontrata nel primo

semestre 2013 che al calo dei consumi.

Il Margine Operativo Lordo di Hera cresce di 4,2 milioni di euro (+5,8%), passando da 74,0 a 78,2 milioni di euro grazie

ai maggiori ricavi a seguito dell’applicazione delle tariffe concordate che prevedono la convergenza verso la piena

copertura dei costi di gestione, nonostante i minori ricavi da allacciamento.

L’integrazione con AcegasAps contribuisce per i primi sei mesi del 2013 al margine operativo lordo del ciclo idrico di

Gruppo per 24,2 milioni di euro.

Nel confronto con l’analogo periodo del 2012, AcegasAps presenta un incremento di 3,5 milioni di euro (+16,7%) che

beneficia delle programmate revisioni tariffarie e di maggiori efficienze operative.

Le quantità vendute nei sei mesi del 2013 sono risultate superiore rispetto allo stesso periodo del 2012, passando da

28,6 milioni di metri cubi a 29,4 milioni di metri cubi.

Il Margine Operativo Lordo di Gruppo si attesta quindi a 102,4 milioni di euro al 30 giugno 2013, contro i 74,0 milioni

di euro dell’anno precedente, con un aumento di 28,4 milioni di euro (+38,5%).

54



Analisi delle attività relative all’Area Ambiente

L’Area Ambiente evidenzia un aumento della marginalità percentuale, come riportato nella tabella seguente, per

effetto sia di AcegasAps che alle iniziative di sviluppo e alla crescita di Hera:






Peso percentuale 25,2% 27,2% +2,0 p.p.

Il Gruppo opera in modo integrato sul ciclo completo dei rifiuti, con una dotazione di 81 impianti di trattamento e

smaltimento di rifiuti urbani e speciali gestiti dal Gruppo HERAmbiente, a cui si aggiungono i 3 gestiti dal Gruppo

Marche Multiservizi e i due termovalorizzatori derivanti dall’integrazione con AcegasAps. Dal mese di ottobre 2012, il

Gruppo HERAmbiente ha allargato la base impiantistica di termovalorizzazione con un impianto sito nel comune di

Pozzilli, provincia di Isernia (Energonut).

In seguito si propone un’analisi dei risultati della gestione realizzati nell’area d’attività Ambiente:



Ricavi 348,9 423,4 +74,5 +21,4%

Costi operativi (186,6) -53,5% (211,5) -49,9% +24,9 +13,3%




I ricavi di Gruppo al 30 giugno 2013 mostrano un aumento di 74,5 milioni di euro (+21,4%) rispetto all’analogo periodo

dell’anno precedente, passando da 348,9 a 423,4 milioni di euro, di cui l’integrazione di AcegasAps impatta per 63,3

milioni di euro. Al netto di tale variazione, l’aumento di Hera è dovuto: (i) all’incremento del perimetro impiantistico,

(ii) alle maggiori quantità smaltite, e (iii) ai minori prezzi medi di smaltimento per la forte concorrenza sul mercato dei

rifiuti industriali.

La raccolta differenziata di Hera in termini di incidenza percentuale sul totale dei volumi raccolti, raggiunge al termine

del primo semestre 2013 il 53,7%, contro il 50,4% dell’analogo periodo del 2012.

AcegasAps evidenzia un raccolta differenziata pari al 42,2% al 30 giugno 2013 contro il 40,9% dell’analogo periodo del

2012.

55



Di seguito un’analisi dei volumi commercializzati e trattati da Hera nel corso dei primi sei mesi del 2013, rispetto allo

stesso periodo del 2012:

Dati Quantitativi (migliaia di tonnellate) 30-giu-12 Inc.% 30-giu-13 Inc% Var. Ass. Var. %

Rifiuti urbani 859,9 36,6% 1.040,8 33,3% +180,9 +21,0%

Rifiuti da mercato 725,8 30,9% 862,7 27,6% +136,9 +18,9%

Rifiuti commercializzati 1.585,7 67,5% 1.903,5 61,0% +317,8 +20,0%

Sottoprodotti impianti 763,8 32,5% 1.219,1 39,0% +455,3 +59,6%

Rifiuti trattati per tipologia 2.349,5 100,0% 3.122,6 100,0% +773,1 +32,9%

Discariche 572,7 24,4% 574,5 18,4% +1,8 +0,3%

Termovalorizzatori 474,3 20,2% 736,5 23,6% +262,2 +55,3%

Impianti di selezione e altro 154,7 6,6% 183,8 5,9% +29,1 +18,8%

Impianti di compostaggio e stabilizzazione 228,6 9,7% 230,9 7,4% +2,3 +1,0%

Imp. di inertizzazione e chimico-fisici 359,3 15,3% 603,2 19,3% +243,9 +67,9%

Altri impianti 560,0 23,8% 793,7 25,4% +233,7 +41,7%

Rifiuti trattati per impianto 2.349,5 100,0% 3.122,6 100,0% +773,1 +32,9%

L’analisi dei dati quantitativi evidenzia un aumento del 20,0% dei rifiuti commercializzati di Gruppo; l’integrazione con

AcegasAps contribuisce per 231,3 migliaia di tonnellate, grazie a 178,6 mila tonnellate di rifiuti urbani e 52,7 mila

tonnellate di rifiuti da mercato. L’aumento dei rifiuti Hera di 86,5 mila tonnellate è da attribuirsi sia a maggiori rifiuti

urbani (2,3 mila tonnellate;+0,3%) che ai maggiori quantitativi da mercato (84,2 mila tonnellate;+12,2%) grazie al forte

impegno commerciale e all’allargamento della base impiantistica. L’aumento dei sottoprodotti da impianti è, invece,

da mettere in relazione alle diverse condizioni meteo: in particolare la maggiore piovosità complessiva, rispetto

all’analogo periodo dell’anno precedente, ha causato una maggiore produzione di percolato.

Per quanto riguarda i flussi di smaltimento dei rifiuti per impianto, l’aumento impatta sulle filiera di

termovalorizzazione, di cui +177,4 dovuto ai due WTE appartenenti ad AcegasAps, sulla selezione, a seguito

dell’aumento della raccolta differenziata, e sugli impianti di inertizzazione e altri impianti per la maggior produzione di

sottoprodotti e l’integrazione con AcegasAps.

Il Margine Operativo Lordo di Hera cresce di 7,8 milioni di euro (+8,8%), passando 90,0 a 97,8 milioni di euro del primo

semestre 2013, grazie principalmente all’aumento del perimetro impiantistico e ai maggiori ricavi per rifiuti smaltiti.

L’integrazione con AcegasAps, contribuisce per i primi sei mesi del 2013 al margine operativo lordo dell’area ambiente

di Gruppo per 23,3 milioni di euro.

Rispetto allo stesso periodo del 2012, AcegasAps aumenta di 4,8 milioni di euro (+25,7%) sia grazie agli aumentati

tariffari del servizio di raccolta e spazzamento, negoziati con gli enti pubblici locali, che ai minori costi operativi dei

termovalorizzatori e alla maggiori quantità smaltite.

I rifiuti commercializzati di AcegasAps aumentano di 3,3 mila tonnellate, passando 228,0 a 231,3 mila tonnellate

evidenziando un aumento dei rifiuti urbani (+8,8 mila tonnellate) e una diminuzione dei rifiuti da mercato (‐5,4 mila

tonnellate).

Il Margine Operativo Lordo di Gruppo aumenta quindi di 31,2 milioni di euro (+34,7%) rispetto al 30 giugno 2012,

passando da 90,0 milioni di euro del 30 giugno 2012 ai 121,2 del 2013.

56



Analisi delle attività relative all’Area Altri Servizi

Al 30 giugno 2013, il risultato dell’Area Altri Servizi mostra una diminuzione rispetto all’esercizio precedente, passando

da un margine operativo lordo di 9,7 milioni di euro a 3,8 milioni di euro.

Va ricordato che l’area Altri servizi di AcegasAps contiene oltre ai servizi di illuminazione pubblica, telecomunicazioni e

servizi cimiteriali, anche il contributo delle Strutture di Direzione.


Margine operativo lordo Hera 9,7 8,1 -1,6 -16,2%

Margine operativo lordo AcegasAps - (4,3) -4,3 +100,0%

Margine operativo lordo Gruppo 9,7 3,8 -5,9 -60,9%



Nella tabella successiva è riportata la sintesi dei principali indicatori economici dell’area:

Conto economico (mln/€)


Ricavi 49,9 99,9 +50,0 +100,2%

Costi operativi (31,9) -63,9% (70,2) -70,3% +38,3 +120,1%



Margine operativo lordo 9,7 19,4% 3,8 3,8% -5,9 -60,9%

I ricavi di Gruppo aumentano di 50,0 milioni di euro dovuti interamente all’integrazione con AcegasAps, mentre Hera

evidenzia ricavi allineati all’analogo periodo dell’anno precedente, dove i maggiori ricavi per le telecomunicazioni

compensano i minori ricavi del servizio di illuminazione pubblica.

L’aumento dei costi operativi e del personale di 55,7 milioni di euro è dovuto all’integrazione di AcegasAps per 54,2

milioni di euro di AcegasAps e per 1,5 milioni di euro ad Hera.

Il calo della marginalità di Hera per 1,6 milioni di euro è dovuto principalmente al Business dell’illuminazione pubblica,

che risente della cessazione di alcuni contratti di fornitura del servizio e dei minori affidamenti per lavori dovuti alla

tensione finanziaria dei bilanci comunali.

I principali indicatori operativi di Gruppo, riportati nella tabella seguente, evidenziano un aumento di 160,0 mila punti

luce per 58 comuni serviti, principalmente per l’integrazione di AcegasAps (195,0 mila punti luce per 61 comuni

serviti), nonostante la perdita di alcuni comuni Hera rispetto ai primi sei mesi del 2012.

Dati quantitativi Hera 30-giu-12 30-giu-13 Var. Ass. Var. %

Illuminazione pubblica

Punti luce (migliaia) 298,7 458,7 +160,0 +53,6%

Comuni serviti 58,0 116,0 +58,0 +100,0%

57



L’integrazione con AcegasAps consolida sull’area Altri Servizi una perdita, per i primi sei mesi del 2013, di 4,3 milioni di

euro, dovuto alla somma del margine proprio per Altri Servizi di 7,8 milioni di euro e dei costi delle Strutture di

Direzione per 12,1 milioni di euro.

Va evidenziato che il risultato dell’area di AcegasAps, rispetto allo stesso periodo del 2012, migliora di 2,4 milioni di

euro grazie principalmente all’efficienza dei costi nelle attività operative e alla riduzione dei costi di personale.

Il Margine Operativo Lordo di Gruppo si attesta quindi a 3,8 milioni di euro al 30 giugno 2013, contro i 9,7 milioni di

euro dell’anno precedente, con una riduzione di 5,9 milioni di euro.

58



1.04 Politica commerciale e customer care

Le dinamiche relative alla base clienti Hera hanno subito, nel corso dell’anno, andamenti diversi a seconda

del servizio offerto.

Il primo elemento da segnalare è stato l’introduzione, dal primo gennaio 2013, della TARES (Tassa Rifiuti e

Servizi), in luogo della Tariffa di Igiene Ambientale (TIA) e della Tassa per lo smaltimento dei rifiuti solidi

urbani (TARSU).

Per questo motivo, i contratti relativi alla gestione della TIA non possono essere più considerati come parte

integrante della base clienti del Gruppo. Allo stato attuale il Gruppo Hera ha ricevuto l’affidamento, per l’anno

2013, delle azioni di accertamento e riscossione della nuova tassa da parte di 74 comuni sui 77 per cui

gestiva il servizio TIA.

Il mercato regolato dei servizi idrici, al netto dei clienti di AcegasAps, ha visto un aumento dettato dalla

crescita inerziale pari allo 0,1% da giugno 2012, al di sotto della crescita degli esercizi precedenti, a causa di

una diminuzione iniziata già nel corso del 2012 ed imputabile al minor numero di nuovi allacci eseguiti a

fronte della crisi del settore immobiliare.

Si confermano dinamiche molto positive nel mercato dell’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. L’energia elettrica consolida la sua crescita anno su anno

con un +9,5% dei punti forniti a giugno 2013, al netto dei clienti di AcegasAps Service ed EstEnergy.

Il mercato del gas ha invece visto la presenza, nel corso del 2013, di due fenomeni che ne hanno delineato

l’andamento. Da una parte è stata messa in campo un’incisiva azione commerciale volta alla valorizzazione

della base clienti presente sul territorio di riferimento del Gruppo. Dall’altra la pressione competitiva e

l’incidenza del churn hanno raggiunti livelli più alti rispetto all’ultimo anno. L’azione combinata delle due

dinamiche ha portato ad una diminuzione complessiva della base clienti gas pari allo 0,4% tra giugno 2012 e

giugno 2013, al netto dei clienti di EstEnergy.

La base clienti Hera, ad esclusione dei contratti di igiene ambientale, ha subito da giugno 2012 un aumento

pari a +1,6%, per complessivi 2,866 milioni di punti di fornitura, a cui vanno aggiunti i complessivi 493 mila

provenienti da AcegasAps. Il totale di Gruppo risulta quindi pari a 3,358 milioni di punti di fornitura al 30

giugno 2013.

Punti di fornitura 30.Giu.2013* 30.Giu.2012Delta Punti di fornitura (n°)

Delta Punti di fornitura (%)

Gas 1.224 1.116 107,7 9,64%

Energia Elettrica 692 517 175,0 33,87%

Acqua 1.442 1.187 255,6 21,54%

dati espressi in migliaia

*Comprende AcegasAps (EstEnergy pro quota)

Per quanto riguardo il solo sviluppo commerciale, il II semestre 2012 ed il I del 2013 hanno segnato un

importante progresso in termini di clienti acquisiti.

Il servizio elettrico ha trainato la crescita ed i segmenti di clienti massivi, costituiti dalle famiglie e dalle

piccole aziende, hanno rappresentato quelli con il maggiore impatto in termini di nuove acquisizioni.

I risultati raggiunti sono stati superiori rispetto alle aspettative di budget.

59



Nel servizio gas, come evidenziato in precedenza, l’attività commerciale tra la fine del 2012 ed i primi mesi

del 2013 ha ricevuto un forte impulso dalla valorizzazione della base clienti. Questo attività si è affiancata

all’acquisizione di clienti incrementali.

La spinta commerciale relativa ai passaggi a libero gas ha invece determinato nei primi sei mesi del 2013 un

numero di contratti pari a c.a. 85.000 unità.

Il portafoglio d’offerta utilizzato nell’attività commerciale, anche per il 2013, resta bilanciato su tutti i segmenti

clienti presenti sul Mercato. Hera Comm continua a ritenere un valore il presidio di questi segmenti,

attraverso un portafoglio d’offerta e strutture di vendita diversificati.

Ad aprile del 2012 Hera Comm ha lanciato le nuove offerte “Prezzo Netto Hera Casa”, “Prezzo Netto Hera

Lavoro” e “Prezzo Netto Hera Impresa”, offerte luce e gas basate sui prezzi dei Mercati all'ingrosso (PUN per

l'energia elettrica e TTF per il gas) e destinate ai segmenti massivi famiglie, SoHo e piccole imprese.

Questa nuova offerta è andata a sostituire la “Momento Giusto” e grazie ai risultati raggiunti è stata

confermata anche per la prima metà del 2013.

A supporto del portafoglio offerte esistente, sul finire del 2012 è stata lanciata un'ulteriore offerta dual fuel

che permette di bloccare il prezzo di riferimento della materia prima per 2 anni e che è stata declinata sul

segmento famiglie ("Prezzo Fisso Hera Casa") e piccole aziende ("Prezzo Fisso Hera Lavoro").

Nell'ottica della sostenibilità ambientale, le due offerte indirizzate al segmento famiglie (Prezzo Netto e

Prezzo Fisso) sono state declinate anche nelle versioni con l’opzione energia verde ("Prezzo Fisso Hera

Casa Natura" e “Prezzo Netto Hera con opzione verde”).

Le offerte, oltre alle peculiarità di prezzo, prevedono l’invio elettronico della bolletta obbligatorio, il

pagamento tramite domiciliazione bancaria, al fine di dematerializzare le comunicazioni cartacee nei

confronti del cliente, e la garanzia del 100% di energia verde.

Per i clienti condomini è stata attivata un’offerta per la fornitura di energia elettrica, denominata “Risparmio

Luce Condomini”, che si affianca agli strumenti di offering a progetto sul servizio gas, utilizzati dagli account

del segmento.

Anche per i clienti di maggiori dimensioni le abituali formule d'offerta sono state ampliate con l'introduzione di

offerte legate ai mercati all’ingrosso, mirate alle esigenze del cliente.

E’ attualmente in corso il processo di revisione dell’attuale portafoglio, che si concluderà nella seconda parte

dell’anno.

In termini di gestione clienti e canali di contatto, queste le principali evidenze.

Nel primo semestre del 2013 i canali di contatto (incluso IVR) hanno gestito un totale di c.a. 2.208.000

contatti per un valore medio giorno di c.a. 17.700, +5,7% rispetto allo stesso periodo del 2012.

L’incremento ha visto coinvolti tutti i canali (in particolare il web) e si è manifestato in maniera più

significativa nei primi due mesi dell’anno dove il delta, rispetto al 2012, è stato rispettivamente di +14,2% a

gennaio e 10,5% a febbraio.

Tra le principali motivazioni dell’incremento sopra indicato sono sicuramente da evidenziare le attività

relative al credito e quelle relative all’attività di mailing verso il cliente finale.

Nonostante la sempre maggiore complessità nella gestione delle problematiche dei clienti finali i canali di

contatto hanno mantenuto buoni livelli di servizio sostanzialmente in linea con il budget.

I mesi più critici sono stati gennaio e febbraio dove, sia lo sportello che il call center, a causa degli elevati

afflussi, hanno ottenuto performance al di sotto degli obiettivi ma comunque più che soddisfacenti.

Situazione quest’ultima in forte ripresa già dal mese di marzo e completamente recuperata dal mese di

maggio.

Un altro motivo che ha inciso in parte sulle performance del call center e dello sportello è da riscontrare nella

forte spinta commerciale. La maggior proposizione verso il cliente finale infatti, pur non avendo determinato

60



un incremento dei contatti (l’incremento è stato soprattutto a livello di pratiche da gestire a back office), ha

sicuramente inciso sui tempi di gestione dei clienti (1-1,5 min allo sportello e 20-30 secondi al call center) e

quindi indirettamente su KPI quali tempi di attesa e % fuori standard.

Sportelli: sono stati gestiti c.a. 2.800 contatti medi giorno, +6% rispetto al 2012, per un totale di 353.000

contatti. I livelli di servizio raggiunti dagli sportelli, pur se in leggera sofferenza nei primi mesi dell’anno, sono

stati comunque molto buoni è al di sopra degli obiettivi previsti.

Il tempo medio di attesa (TMA) è stato di 11.56 verso un obiettivo di 13.34 mentre la % dei fuori standard è

stata di 5,91% verso un obiettivo i 5,32%.

Call Center Famiglie: la % di chiamate risposte dagli operatori nei primi sei mesi del 2013 è stata del 91,5%

rispetto ad un obiettivo di 92,4%.

Il tempo medio (TMA) è stato di 103,9 secondi rispetto ad un obiettivo di 96,7 secondi.

Se non si considerano i primi due mesi dell’anno, caratterizzati da un forte picco di contatti al call center,

entrambi gli indicatori sono stati migliorativi rispetto agli obiettivi previsti; nello specifico la % di risposte è

stata del 92,9% e il TMA è stato di 96,6 secondi. Nella seconda metà dell’anno si prevede il raggiungimento

del target previsto a budget.

Call Center Aziende: la % di chiamate risposte dagli operatori nei primi sei mesi del 2013 è stata del 94,5%

rispetto ad un obiettivo del 95%.

Il tempo medio (TMA) è stato di 69,7 secondi rispetto ad un obiettivo di 60 secondi.

Anche in questo caso una valutazione delle performance al netto dei primi due mesi dell’anno mostra

performance molto buone e nello specifico la % di risposte è stata del 95,4% e il TMA è stato di 65,1

secondi.

Nel corso del primo semestre 2013 sono state svolte diverse attività di razionalizzazione e ottimizzazione

della rete sportelli che hanno permesso un miglioramento del servizio verso il cliente finale.

A fronte della chiusura di tre punti marginali aperti un giorno alla settimana (per c.a. 0,5% degli afflussi totali)

si è proceduto all’apertura, su territori precedentemente non coperti, di tre nuovi sportelli aperti tutti i giorni

ed inoltre alla riconfigurazione e potenziamento di ulteriori due sportelli.

Sono stati svolti, inoltre, come proseguo di quanto già fatto negli anni precedenti, interventi di “lean

organization” mirati al miglioramento continuo della gestione dei clienti e all’efficientamento delle attività

operative interne alle strutture. Gli interventi effettuati nel primo semestre 2013 hanno riguardato le strutture

organizzative Hera on Line, corrispondenza e sportello Modena con miglioramenti significativi di produttività

e qualità.

L’ottimo lavoro svolto dai canali di contatto ha determinato un ulteriore miglioramento nella qualità percepita

dai clienti che hanno contattato il call center e lo sportello.

L’indagine continuativa ha infatti confermato un livello di soddisfazione in crescita rispetto ai già ottimi

risultati ottenuti nel primo semestre del 2012 e del 2011 ma soprattutto di molto superiori agli obiettivi del

2013.

Call Centre Famiglie: 80,18 vs 79,10 primo semestre 2012 e 75,83 primo semestre 2011

Call Centre Aziende: 74,93 vs 73,46 primo semestre 2012 e 69,10 primo semestre 2011

Sportelli: 81,29 vs 80,47 primo semestre 2012 e 77,73 primo semestre 2011

Si cita infine come la struttura interna sia stata fortemente impegnata nelle attività di miglioramento dei

servizi di CRM erogati dal Gruppo AcegasAps. Tale attività ha contribuito a determinare fra l’altro una

riduzione notevole dei tempi medi di attesa al call center (da 9 minuti nel 2012 ai 30 secondi attuali) e allo

sportello di Trieste (dai 29 minuti del 2012 ai 14 attuali).

61



Nell’ottica del miglioramento della gestione della base clienti e dell’aumento del suo valore, proseguono le

campagne volte alla promozione di comportamenti efficienti.

Le azioni su l’utilizzo dello Sportello On Line e sulla ricezione elettronica della bolletta in luogo di quella

cartacea sono state veicolate attraverso specifici strumenti.

Tra la fine del 2012 ed i primi mesi del 2013, è stata raggiunta tutta la base clienti attraverso attività di below

the line, al fine di promuover la campagna di piantumazione alberi abbinata all’adesione all’invio elettronico

della bolletta.

Le ripercussioni sulle iscrizioni ai servizi on line e sull’invio della bolletta elettronica sono state molto positive,

permettendo di continuare nel percorso di crescita del 2012:

‐ sportello on line: 18 mila nuove iscrizioni nel I semestre 2013, che portano i clienti totali iscritti a più

di 175 mila (+6% rispetto a fine 2012; 10% della base clienti complessiva);

‐ bolletta elettronica: 13 mila nuove adesioni nel I semestre 2013, che portano i clienti totali iscritti a

più di 77 mila (+ 20% rispetto a fine 2012)

Nel corso del 2013 sono stati inoltre attivati progetti volti a migliorare l’usabilità e l’esperienza dell’utente

nell’utilizzo dei servizi on line. Queste attività hanno portato alla definizione del nuovo portale Hera on line le

cui caratteristiche sono una rinnovata veste grafica, un’organizzazione più intuitiva dei contenuti, una

maggiore velocità di interazione, di acquisizione dati e informazioni, di svolgimento delle pratiche.

Le attività di analisi, progettazione e redesign sono state realizzate anche attraverso il coinvolgimento diretto

dei clienti finali, in linea con le politica di vicinanza e di relazione con il cliente, che il Gruppo ha sempre

perseguito.

Il nuovo portale dei servizi on line verrà reso disponibile ai clienti nel mese di luglio 2013 e le ripercussioni

sull’utilizzo si avranno nella seconda parte dell’anno.

62



1.05 Politica di approvvigionamento e trading 2013

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 (-7,1 % sull’equivalente

periodo del 2012 e -9,3% sul 2011), per effetto soprattutto del perdurante calo dei consumi termoelettrici. La

relativa ripresa dei consumi registrata nel settore dei servizi e domestico (+1,4%) è stata infatti più che

compensata dalla riduzione registrata nei settori industriale (-2,3%) e termoelettrico (-21,9%).

In questo contesto di mercato che non ha comunque impattato negativamente sui risultati del Gruppo nel

settore, il primo semestre dell’anno è stato dedicato da un lato all’ottimizzazione del portafoglio, 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 2013/14.

Relativamente alle attività di shipping operate da Hera Trading, le posizioni prese nei primi mesi del 2012

per l’anno termico 2012-13 e la loro ottimizzazione di breve nel corso del primo semestre 2013, hanno

consentito di non risentire della riduzione di valore della capacità detenuta sul Trans Austria Gasleitung

Gmbh (TAG), riduzione verificatasi per effetto delle aste giornaliere attivate dall’Aeeg a partire da aprile

2012.

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

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

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

avvenute a condizioni favorevoli ed hanno consentito di rispettare gli obiettivi di risultato attesi.

Nel corso del mese di giugno è stata avviata la negoziazione del gas modulato destinato al mercato tutelato

sui REMI Hera Comm per un quantitativo di circa 1,5 miliardi di mc relativi all’anno termico 2013/14, con

riferimento alle nuove condizioni di fornitura deliberate dall’AEEG a partire da ottobre 2013. La negoziazione,

conclusasi nel corso del mese di luglio, ha consentito di conseguire condizioni particolarmente favorevoli

anche a seguito della forte competizione presente sul mercato all’ingrosso.

Con tempistiche leggermente ritardate rispetto agli anni precedenti, è stato avviato anche

l’approvvigionamento del gas destinato al mercato contendibile di Hera Comm, circa 0,5 miliardi di mc, ed al

riempimento dello stoccaggio conferito da Hera Trading, attingendo al mercato spot.

Nel corso del primo semestre sono poi ripresi i contatti con il Consorzio Shah Deniz per la negoziazione di

una fornitura di gas di lungo termine attraverso il previsto metanodotto TAP.

Per quanto riguarda il mercato elettrico, i primi sei mesi del 2013 hanno ulteriormente confermato la gravità

della crisi in atto: la domanda di energia elettrica è risultata in flessione del 3,9% rispetto al corrispondente

periodo del 2012.

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 situazione ormai

insostenibile per il settore termoelettrico che, in tutte le sedi, non manca di richiedere un urgente

ripensamento degli assetti del mercato e delle regole del settore.

La negatività dello scenario 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 dei Servizi di Dispacciamento (MSD). Ciò ha consentito di raccogliere

63



risultati soddisfacenti dagli impianti di Teverola e Sparanise, ancorché meno performanti di quelli conseguiti

nell’equivalente periodo dell’anno precedente.

Nel secondo trimestre del 2013 è entrato in esercizio commerciale anche il Combined Cicle gas turbine

(CCGT) di Ortona, per una potenza installata totale di 100 MW, appartenente alla Società Tamarete,

partecipata da Hera al 32%.

Resta ancora 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 sui mercati europei 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 2013 è stata particolarmente efficace, pur

risentendo, in termini quantitativi, del progressivo de-link dall’oil dei prezzi di gas ed energia elettrica.

64



1.06 Politica finanziaria e Rating

I mercati finanziari nel corso del primo semestre 2013 hanno risentito del fatto che molti Paesi, soprattutto in

Europa, sono stati caratterizzati da un differenziale sfavorevole tra tassi di interesse e tassi di crescita. Gli

sforzi messi in atto per ridurre lo squilibrio di finanza pubblica non sono stati ancora sufficienti ad invertire la

tendenza di crescita del debito rispetto al PIL. Nell’ambito di un regime di politica monetaria definito

“accomodante” il sistema finanziario in Eurozona è tuttavia in condizioni meno critiche del passato,

sostenuto dall’eccesso di liquidità nel sistema interbancario che ha comportato la progressiva riduzione di

depositi bancari presso la BCE a scopo cautelativo.

Tuttavia, in alcuni paesi e in Italia l’inadeguatezza del capitale delle banche accentua le dinamiche di “stretta

del credito” in un contesto macroeconomico che svilisce sempre più la qualità dei prenditori di fondi,

attivando meccanismi prudenziali molto più restrittivi nella concessione del credito.

Il taglio del rating sovrano dell’Italia da parte di S&P di un notch da BBB+ a BBB con outlook negativo,

motivato dalle deboli prospettive economiche non ha creato una maggiore volatilità nel breve termine né un

impatto consistente nel medio termine. Infatti, a limitare l’impatto del downgrade dovrebbe contribuire

l’elevata percentuale di debito pubblico detenuto dai residenti la cui domanda è piuttosto stabile. Inoltre, il

Tesoro italiano si trova ad un buon punto di avanzamento nel funding per quest’anno che, finora, è stato

effettuato a tassi ben inferiori rispetto a quanto registrato l’anno scorso.

I tassi swap in Euro hanno seguito al rialzo il movimento dei rendimenti dei titoli governativi sull’onda del

cambiamento di politica monetaria dettato dalla FED determinata a restringere gli acquisti di titoli fino al

primo semestre del 2014. Il movimento ascendente dei tassi di lungo periodo è stato comunque

riequilibratore rispetto ad un livello di tassi medio da cui ci si era distanziati in misura elevata per l’elevato

eccesso di ribasso. L’attuale politica monetaria in Europa, caratterizzata dall’aumento dei programmi di

sostegno al sistema monetario, ha determinato in maggio il ribasso del tasso ufficiale di riferimento allo 0,5%

da parte della BCE mantenendo il livello dei tassi a breve ancora stabile su livelli abbastanza bassi.

Gli spread hanno continuato la dinamica positiva, ed in particolare il differenziale BTP-Bund ha raggiunto

livello 250 bps ma le condizioni economiche ancora perturbate hanno esaurito la fase favorevole a metà

maggio interrompendo il trend di restringimento.

Intanto, sullo sfondo di una debolezza persistente, il tenore dei dati macroeconomici va moderatamente

migliorando, contribuendo a sostenere il comparto azionario.

Nonostante l’attuale contesto economico-finanziario ancora abbastanza critico, il Gruppo opera 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, nel primo

semestre il Gruppo ha stipulato nuovi finanziamenti a medio/lungo termine per un importo pari a 800 milioni

di euro utilizzati tra l’altro per il rifinanziamento dei Puttable bond e loan in portafoglio. In particolare, all’inizio

del 2013 il Gruppo ha colto l’occasione favorevole dei mercati finalizzando un’emissione obbligazionaria di

700 milioni di euro di durata 15 anni al tasso fisso del 5.20%. L’operazione ha riaperto il mercato per i

corporate italiani su scadenze particolarmente lunghe; l’ultima emissione italiana a 15 anni era stata

prezzata nel settembre 2010 .

65



Il 22 maggio 2013 è stata effettuata l’emissione obbligazionaria di 100 milioni di euro in due tranche con

durate pari a 10 e 12 anni al tasso fisso rispettivamente del 3,375% e 3,5%.

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 120 milioni di euro raggiungendo così un totale complessivo

pari a 540 milioni di euro.

Il Gruppo provvede ad 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 dei rischi finanziari del Gruppo

quali il rischio liquidità e correlato rischio default e covenant sul debito, rischio tasso e rischio cambio.

Rischio liquidità

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.

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.

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.

Worst case scenario

(mln €) da 1 a 3 mesioltre 3 mesi fino a

1 annoda 1 a 2 anni da 1 a 3 mesi

oltre 3 mesi fino a 1 anno

da 1 a 2 anni

Obbligazioni 1 232 93 32 232 552

Debiti e altre passività finanziarie 403 174 356 69 107 246

Debiti verso fornitori 1.093 0 0 1.166 0 -

Totale 1.497 406 448 1.267 339 798

30.06.2013 31.12.2012

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 2013, di 483,3 mln di

liquidità, di 540 mln€ di linee di credito committed non utilizzate e di ampi spazi su linee di credito

uncommitted (1.500 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 ed Internazionali con un utilizzo largamente inferiore al totale

disponibile.

Al 30 Giugno 2013 il Gruppo dispone di una struttura del debito prevalentemente a lungo termine con una

quota pari a circa il 79% rispetto al totale debiti finanziari. La durata media è pari a circa 8 anni di cui il 50%

del debito ha scadenza oltre i 5 anni.

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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€) 30.06.2013 31.12.2014 31.12.2015 31.12.2016 31.12.2017 Oltre 5 anni Totale

Obbligazioni 0 0 0 500 0 1.652 2.152

Obbligazioni convertibili 140 0 0 0 0 0 140

Debiti Bancari / verso altri 614 113 327 86 58 172 1.376

Totale 754 113 327 586 58 1.824 3.668

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 2013 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. E’ altresì prevista la clausola del limite del corporate rating da parte di anche

una sola Agenzia di Rating al di sotto del livello di “Investment Grade” (BBB-).

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 di 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 2013 l’esposizione al rischio di variazioni sfavorevoli dei tassi di interesse, con conseguente

impatto negativo sui flussi di cassa, è pari al 39,2% dell’indebitamento finanziario lordo totale. Il restante

60,8% è costituito da finanziamenti a medio/lungo termine a tasso fisso esponendo il Gruppo al rischio di

variazione del Fair Value.

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.

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: non include disponibilità liquide, altri crediti finanziari correnti e non correnti

Rischio cambio non connesso al rischio commodity

Indebitamento finanziario lordo (*)

(mln €) senza derivati con derivati % con derivati senza derivati con derivati % con derivati

tasso fisso 2.405 1.912 60,8% 2.117 1.628 61,2%

tasso variabile 743 1.236 39,2% 544 1.033 38,8%

Totale 3.148 3.148 100% 2.661 2.661 100%

30.06.2013 31.12.2012

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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 JPY 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”.

Il 10 luglio 2013, in seguito al declassamento del rating sovrano dell’Italia, il Gruppo ha ricevuto il downgrade

da parte di Standard & Poor’s, che ha portato il rating a “BBB Outlook Stabile”

Il rating di Moody’s è confermato a “Baa1 Outlook Negativo”, posizionando il Gruppo Hera un notch

superiore al rating del Paese Italia (Baa2 Outlook Negativo).

Dato l’attuale contesto di deterioramento della situazione macroeconomica italiana e l’incertezza sulle

prospettive del Paese, sono state ulteriormente rafforzate le azioni e le strategie di Piano indirizzate a

garantire il mantenimento/miglioramento di adeguati livelli di rating.

68



1.07 Ricerca e sviluppo

Nel primo semestre del 2013 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 HEnergia, il centro Hera per lo

sviluppo delle energie rinnovabili.

I principali progetti di ricerca in corso sono:

HEnergia. 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 completata l’opera che sarà collaudata e messa in funzione entro la fine dell’anno.

HEnergia 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. L’avvio è previsto entro l’autunno. La gestione delle

attività sperimentali sarà svolta in collaborazione con la Facoltà di Ingegneria dell’Università di Bologna.

Progetto Contaminanti Emergenti. Contaminanti emergenti. Con il termine “Contaminanti Emergenti” si indicano

diverse sostanze biologicamente attive di origine antropica presenti in prodotti per la cura della persona e in farmaci,

sostanze psicoattive associate alle tossicodipendenze, e i relativi metaboliti. Una categoria particolare e trasversale

rispetto alle precedenti è quella degli interferenti endocrini. La presenza di queste sostanze nelle acque è considerata

uno dei problemi ambientali più rilevanti dell’ultimo decennio. Hera ha avviato nel 2007 un progetto di ricerca

finalizzato a identificare i principali contaminanti emergenti nei sistemi idrici (con particolare riferimento alle acque

naturali destinate alla potabilizzazione), a mettere a punto metodiche analitiche per la loro determinazione

quantitativa, a effettuare indagini sulla presenza di tali sostanze nei sistemi idrici di interesse, a valutare l’efficacia di

rimozione degli attuali sistemi di trattamento (potabilizzazione e depurazione). Sono state strutturate collaborazioni

con l’Istituto Superiore di Sanità, l’Istituto Mario Negri e il gruppo di studio “Interferenti endocrini e acque destinate al

consumo umano” (EDinwater) promosso dalla Fondazione Amga di Genova. Nel 2010 si è definito il set di parametri

da monitorare e si è messo a regime un piano di controllo. Nel 2011 è stata avviata 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 2012 sono state avviate le 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. I risultati di tale studio sono attesi per fine 2013.

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

69



esercizio. Nel 2011 sono state effettuate acquisizioni su diversi territori che hanno permesso di affinare ulteriormente

l’algoritmo di analisi dei segnali.

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) nel corso del 2013,

con la collaborazione della Facoltà di Ingegneria dell’Università di Bologna.

Parallelamente è stata avviata un’attività sperimentale con la realizzazione di un’infrastruttura permanente di

rilevazione perdite su una rete cittadina che si basa su idrofoni applicati agli idranti. L'impianto pilota è stato realizzato

a Riolo Terme (RA) ed è stato messo in esercizio a dicembre 2012. Nel 2013 sono iniziati i primi monitoraggi.

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.

Nel 2012, sono state svolte le valutazioni dell'utilizzabilità 1) dell’idrogeno prodotto in celle combustibili PEM

tradizionali e 2) dei residui solidi della bio‐produzione combinata di idrogeno e metano, quali compost/fertilizzanti per

l’agricoltura, e gli eventuali pre‐trattamenti necessari. Le attività sono terminate durante il primo semestre del 2013. I

risultati saranno disponibili entro la fine dell’anno.

Gestione Automatica Impianti. Il progetto, sviluppato in collaborazione con l’Unità Tecnica Modelli, Metodi e

Tecnologie per le Valutazioni Ambientali – Protezione e Gestione della Risorsa Idrica di ENEA, il Politecnico di Milano e

l’Università di Bologna, 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. Nel 2012 è stato installato un

prototipo di impianto in scala presso il depuratore di Trebbo di Reno (BO) e sono state individuate le logiche e le

politiche di controllo da implementare nel sistema. Nella prima metà del 2013 è iniziato l’allestimento delle sonde e

del sistema remoto di rilevamento dati presso l’impianto di Calderara di Reno (BO).

Modellazione degli impianti del Ciclo Idrico. Il progetto 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.

Nell’ambito di tale attività, il Gruppo nel 2012 si è dotato di strumenti sofisticati in grado di eseguire in laboratorio

analisi specifiche per il calcolo di grandezze e parametri utili per la modellazione, utilizzati nel primo semestre del

70



2013 per la caratterizzazione dei reflui e ed il calcolo di alcune costanti cinetiche. Sempre nel 2013 sono state

installate presso un impianto campione delle sonde multiparametriche in ingresso ed in uscita per avere una quantità

di dati sufficiente alla calibrazione e alla verifica del modello.

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 è relativo al recupero di energia termica da reti acquedottistiche mediante sistemi con pompa di

calore a bassa entalpia. Sulla scia di questi studi, a seguito di ulteriori analisi dati e verifiche in campo eseguite nel

2012, si è deciso di proseguire con lo studio di prefattibilità di un’applicazione presso una cabina di riduzione della

pressione d’acquedotto nel Comune di Bologna, per ottimizzare il possibile recupero energetico. Lo studio è tuttora in

corso presso la Facoltà di Ingegneria dell’Università di Bologna.

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. Nel primo semestre del 2013 sono stati affidati dei campioni

all’Advanced Polymer Materials, spin‐off dell’Università di Ferrara, per analisi chimico‐fisiche, reologiche e termo‐

meccaniche

Le attività proseguiranno con la redazione e l’aggiornamento della specifica documentazione tecnica (quale campo di

impiego, specifiche fornitura, analisi di laboratorio, ecc.).

71



1.08 Risorse umane e organizzazione

Risorse umane

Al 30 giugno 2013 i dipendenti a tempo indeterminato del Gruppo Hera sono 8.360 (aziende consolidate),

con la seguente ripartizione per qualifica: dirigenti (152), quadri (455), impiegati (4.265), operai (3.488). Tale

assetto è stato determinato dai seguenti movimenti: entrate (+96), uscite (-69). Si evidenzia inoltre che le

assunzioni sono state determinate essenzialmente dal turnover qualitativo con inserimento di personale

qualificato; si registra infine un incremento del numero di laureati, pari al 18% sul totale dei dipendenti TI (al

netto di AcegasAps): con 1.091 laureati al 31.12.2012 (su 6.539 dipendenti TI), e 1.194 laureati al

30.06.2013 (su 6.570 dipendenti TI).

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 d’impostazione, supporto e controllo,

garantisce una vista integrata di Gruppo e favorisce lo sfruttamento delle sinergie.

Il settore Energy & Utility è sempre più caratterizzato da rapidi cambiamenti, con dinamiche competitive e

contesto normativo orientati alla specializzazione e caratterizzati da alcuni elementi chiave (Normativa Idrico

e Servizi Ambientali, Gare per affidamento dei servizi, Regolazione regionale, …)

Anche per rispondere a tali esigenze, da gennaio 2013 il Gruppo ha adottato un modello organizzativo in

ambito Direzione Generale Operations volto a ottenere ulteriori benefici dalla specializzazione verso i singoli

business gestiti, andando inoltre a migliorare il rapporto con gli stakeholder in termini di organicità,

standardizzazione e proattività.

In tal modo nel modello operativo del Gruppo Hera permane la ricerca del migliore equilibrio tra la

prospettiva di settore di business e il radicamento territoriale, ricercando la massimizzazione dell’efficacia e

dell’efficienza del servizio attraverso le leve operative disponibili (organizzazione, processi, risorse e

sistemi).

Pertanto, 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, la Direzione Acqua, La Direzione Energia, la Direzione Servizi Ambientali, la Direzione

Tecnica Clienti, la Direzione Tecnologie e Sviluppo, la Direzione Ingegneria Grandi Impianti. Dalla Direzione

Generale Operations dipendono inoltre le sette Aree Territoriali, dedicate al presidio del rapporto con gli

Stakeholder locali.

- al Vice Presidente riporta la Direzione Internal Auditing.

Inoltre, con decorrenza 1° gennaio 2013, ha avuto effetto la fusione per incorporazione nel Gruppo Hera di

AcegasAps la cui articolazione organizzativa fondamentale è stata approvata nel mese di maggio 2013.

72



Nell’ambito della Direzione Generale Operations, sono state costituite tre Direzioni con responsabilità

verticale sui diversi servizi gestiti, la Direzione Acqua, la Direzione Energia e la Direzione Servizi Ambientali,

e due Direzioni con caratteristiche trasversali, la Direzione Tecnica Clienti, che gestisce i servizi tecnici

direttamente connessi alle utenze finali sul territorio del Gruppo, e la Direzione Tecnologie e Sviluppo, nella

quale sono confluite le attività di ingegneria centralizzata e le attività inerenti il telecontrollo, i laboratori, la

misura e la telegestione e il coordinamento complessivo dei servizi regolati.

Sono state infine costituite sette Aree Territoriali, focalizzate sul presidio della relazione con il territorio nei

confronti dei principali Stakeholder locali garantendo, attraverso un approccio organico e proattivo sviluppato

in coerenza con il Bilancio di Sostenibilità, il coordinamento, la standardizzazione e la priorizzazione delle

interazioni.

Contestualmente, al fine di sviluppare un presidio delle attività maggiormente focalizzato sulle aree di

business aziendali e sempre in ottica di orientamento al cliente interno, sono state definite e realizzate le

nuove configurazioni organizzative delle Direzioni Centrali, in particolare con:

la riallocazione gerarchica (attività e risorse) di funzioni precedentemente allocate in ambito Business Unit-

Strutture Operative Territoriali (Acquisti e Appalti e Personale e Organizzazione);

la riorganizzazione della Direzione Centrale Qualità, Sicurezza e Ambiente.

Inoltre, dal 1° gennaio è stata superata la struttura societaria di Famula On Line Spa attraverso l’integrazione

delle sue attività in Hera Spa e la contestuale costituzione della Direzione Sistemi Informativi,

organizzativamente collocata in ambito Direzione Centrale Servizi e Sistemi Informativi.

In ambito Direzione Centrale Amministrazione, Finanza e Controllo si segnala la revisione organizzativa

della funzione Controllo di Gestione, finalizzata a sviluppare un presidio delle attività maggiormente

focalizzato sulle aree di business aziendali.

Nell’ambito della Direzione Generale Sviluppo e Mercato, si segnalano:

la riorganizzazione della Direzione Tecnica di Acantho, finalizzata alla definizione di una struttura

maggiormente orientata ai servizi offerti piuttosto che ai processi interni;

la nuova configurazione organizzativa di Hera Trading, in particolare con la creazione della Direzione

Generale al cui interno sono inoltre confluite le attività di supporto e di staff.

Con riferimento ad Herambiente Spa, è stata introdotta un’ulteriore declinazione delle strutture di vendita

della Direzione Mercato, per favorire ulteriormente la focalizzazione verso il cliente finale e garantire una

maggiore efficacia nell’approccio al mercato competitivo in ambito rifiuti speciali. Sono state inoltre

centralizzate le attività di back office in ambito Direzione Mercato nella funzione Servizi al Cliente, con

l’obiettivo di ottenere benefici di efficienza nell’espletamento delle attività di carattere amministrativo

connesse alla gestione dei contratti.

È stato inoltre ulteriormente ottimizzato il processo di gestione della logistica, attraverso la semplificazione

delle attività di allocazione puntuale dei rifiuti secchi ed umidi non pericolosi, centralizzati nella funzione

Logistica della Direzione Servizi Operativi. Sono state infine ultimate le attività propedeutiche alla

costituzione della struttura Termovalorizzatore Pozzilli, operativa dal 1° luglio 2013, che gestisce

direttamente le attività precedentemente gestite dalla società Energonut Spa

È stata, inoltre, avviata un’ulteriore fase evolutiva trasversale della metodologia Lean Organization

finalizzata alla diffusione dell’approccio e delle competenze anche attraverso ulteriori strumenti di

comunicazione e sviluppo organizzativo.

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Sulla base di quanto convenuto nell’intesa sopracitata, la trattativa per la sottoscrizione di un nuovo

Protocollo d’Intesa in materia di Appalti, già avviata con le organizzazioni sindacali regionali, è stata ridefinita

a livello nazionale con le segreterie nazionali di categoria. A riguardo è stata inviata ai sindacati una nuova

bozza di testo sulla quale rimaniamo in attesa di osservazioni.

Prosegue inoltre il confronto sul nuovo Protocollo di Relazioni Industriali di Gruppo rispetto al quale è stata

inviata una bozza di testo alle organizzazioni sindacali nazionali di categoria.

Conseguentemente alla decisione aziendale di implementare la nuova organizzazione della Direzione

Generale Operations, che ha portato l'azienda ad evolversi verso una organizzazione per filiere, si sono

svolti con le organizzazioni sindacali territoriali e aziendali specifici incontri di approfondimento con

particolare riguardo alle allocazioni delle risorse interessate.

Il processo di riorganizzazione della Direzione Generale Operations continuerà a breve con la presentazione

del nuovo modello di pronto intervento reti e l’avvio della discussione sulla omogeneizzazione degli orari di

lavoro per il personale delle varie linee di business, con esclusione delle unità organizzative che necessitano

di orari dedicati.

Nel mese di marzo è stato sottoscritto l’accordo di fusione per incorporazione della società Energonut Spa,

società che produce energia elettrica da combustione di CDR (combustibile da rifiuti), presente con un

proprio impianto produttivo a Pozzilli, provincia di Isernia, in Herambiente Spa. Tale fusione sarà operativa a

decorrere dal 1° luglio 2013.

Nel mese di giugno Herambiente Spa, Energonut Spa e la Rappresentanza Sindacale Unitaria di Energonut

hanno inoltre sottoscritto l’ipotesi di accordo per l’armonizzazione del Premio di Risultato 2013-2015 e il

riconoscimento dell’assistenza sanitaria integrativa.

Nel mese di maggio, con accordo tra le parti, sono stati consuntivati gli obiettivi del Premio di Risultato 2012;

prosegue intanto il confronto sui temi oggetto della piattaforma sindacale, con particolare riferimento

all’omogeneizzazione dei trattamenti di trasferta, di mensa e al nuovo accordo sul Premio di Risultato 2013-

2015.

Per quanto riguarda la formazione, come previsto dal Contratto Collettivo Integrativo è stato presentato il

piano di formazione di Gruppo per l’anno 2013 ed è stata raggiunta l’intesa sulla formazione finanziata

riguardante Hera Spa, Herambiente Spa, Hera Comm Srl.

E’ previsto per fine Luglio un nuovo incontro con il Coordinamento Sindacale di Gruppo finalizzato alla

sottoscrizione di un nuovo progetto di formazione finanziata per i livelli operativi.

Nel mese di Maggio 2013 il Gruppo Hera ha completato il percorso per ottenere la certificazione SA8000.

Sono state programmate sessioni seminariali con i rappresentanti dei lavoratori SA8000, nominati dalle

organizzazioni sindacali, riguardanti non solo la normativa comunitaria del sistema di certificazione ma

altresì il ruolo che gli stessi rappresentanti sono tenuti a ricoprire anche nella fase successiva, relativa alla

verifica e al mantenimento della certificazione stessa.

Nel mese di giugno è stato inoltre sottoscritto il verbale di incontro per il trasferimento del personale dalle

sedi di Via Grigioni, Via Spinelli e Viale del Commercio presso la nuova sede di Cesena-Pievesestina, Via

Kossuth.

Hera continua la collaborazione con le Associazioni Datoriali partecipando alle commissioni e alle

delegazioni trattanti dei contratti collettivi nazionali del settore elettrico, gas acqua e dei servizi ambientali:

il 18 Febbraio 2013 è stato sottoscritto l’Accordo di Rinnovo del CCNL per i lavoratori addetti Settore

Elettrico; contestualmente è stato raggiunto l’Accordo Sindacale Nazionale sull’esercizio del diritto di

sciopero.

75



Alla luce dell’intesa sottoscritta a livello Nazionale è in fase di discussione, tra Hera e il Coordinamento

Sindacale di Gruppo Comparto Elettrico, l’accordo sui minimi di sciopero per il personale a cui si applica il

CCNL Elettrico.

Nel mese di marzo 2013 è stato sottoscritto l’accordo che ridefinisce l’art. 57 del CCNL FederAmbiente con

riferimento alla rideterminazione dei permessi sindacali nazionali e aziendali, alla costituzione della RSU nel

Comparto Igiene Ambientale e al relativo numero di componenti.

Prosegue infine il confronto sul rinnovo del CCNL settore Gas Acqua, scaduto il 31.12 2012.

Sviluppo

E’ proseguito l’impegno nella formazione e 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 visto realizzate tra il 2011 e il 2012 una serie di iniziative rivolte a tutti i dirigenti e quadri. Tra queste le

principali sono state: workshop formativi, sessioni sulla gestione dei collaboratori e di un team, seminari

tematici sui quattro elementi chiave del Modello.

Da giugno 2012 a giugno 2013 sono stati dedicati dodici mesi all’approfondimento delle tematiche relative

all’elemento chiave “Gestione della Complessità”, in particolare da Novembre 2012 ad Aprile 2013 è stato

realizzato un programma formativo dedicato a dirigenti e quadri volto ad approfondire le due competenze

fondanti l’elemento chiave: Flessibilità e Decisionalità.

Con cadenza trimestrale vengono inviate a dirigenti e quadri mail intitolate “Spunti di Leadership”, nelle quali

vengono approfondite le competenze chiave trattate nel corso degli eventi in presenza.

A chiusura di questi dodici mesi è stato realizzato un seminario di focus sulla Gestione della Complessità

dedicato a direttori e dirigenti.

A giugno 2013 è stata realizzata la progettazione delle attività per il secondo elemento chiave:

“Orientamento all’eccellenza”.

A supporto dei programmi di sviluppo manageriale, dei progetti di sviluppo del potenziale e in coerenza con i

progetti di inclusione e diversity, sono proseguiti i percorsi di coaching individuale, coerenti con lo sviluppo

delle competenze declinate nel Modello di Leadership e con il modello di coaching adottato dal Gruppo.

E’ stata realizzata nel primo semestre del 2013 una iniziativa di ascolto rivolta a tutte le persone appartenenti

alla Direzione Generale Operations, a seguito della riorganizzazione avvenuta ad inizio 2013; per attivare

possibili percorsi di miglioramento sono stati realizzati inoltre degli incontri dedicati ad ogni singola Direzione

nel corso dei quali sono stati presentati ed analizzati i risultati di dettaglio. Nel secondo semestre del 2013 è

prevista la realizzazione della V indagine di clima interno.

La seconda edizione del progetto Sviluppo del potenziale, avviata nel II semestre 2011, ha visto il

coinvolgimento di 94 risorse e ha avuto, tra i suoi obiettivi, quello di valorizzare e accrescere il potenziale

delle giovani risorse già presenti nel Gruppo. Nel corso del 2011 e del 2012 sono state avviate diverse

iniziative formative dedicate, in particolare a Novembre 2012, è stata realizzata un’iniziativa di formazione

che ha coinvolto tutte le 94 risorse, finalizzata a presentare i contenuti del Modello di Leadership e a fornire

spunti e suggerimenti per l’autosviluppo. E’ stata inoltre data l’opportunità ai partecipanti di usufruire, su

richiesta individuale, di una sessione di coaching telefonico per approfondire quanto trattato in sede d’aula e

condividere strumenti e modalità a supporto dell’autosviluppo, attività che si è conclusa nel primo trimestre

del 2013. Nel primo trimestre inoltre si è tenuta una sessione ad hoc del corso di Alta Formazione

“Regolazione e Mercato nei Servizi di pubblica utilità” per 25 di queste risorse. Alle stesse è stata inoltre data

l’opportunità di partecipare ad un percorso di coaching breve individuale, volto ad individuare la Strategia

d’eccellenza personale, di cui i primi incontri sono iniziati ad Aprile 2013, e termineranno a Dicembre 2013.

Il 30 novembre 2012 è pervenuto il riscontro positivo dal Ministero rispetto alla domanda di finanziamento

richiesto: "Le politiche del buon rientro", il progetto del Gruppo che il Dipartimento per le politiche della

famiglia della Presidenza del Consiglio dei Ministri ha ammesso al finanziamento in ragione del carattere

innovativo e socialmente rilevante delle misure proposte.

76



Ad Aprile 2013 sono state avviate le attività formative previste, rivolte alle persone che rientrano dopo un

periodo significativo di congedo per motivi di conciliazione vita professionale - vita personale. Queste attività

si concretizzano in un totale di 28/18 ore di formazione interna ed un breve percorso di coaching/counselling,

per agevolare il reinserimento lavorativo. Grazie al progetto di finanziamento è stata inoltre ampliata l’offerta

dei nidi aziendali su tutto il territorio di riferimento del Gruppo.

Nel mese di giugno 2013 è stato realizzato un seminario formativo di sensibilizzazione alle tematiche della

valorizzazione delle differenze esteso anche alle istituzioni locali.

Inoltre nel mese di giugno è stata avviata con la Provincia di Bologna una collaborazione per l’efficace

reperimento di assistenza domiciliare qualificata per i dipendenti del Gruppo, grazie ad un’estesa banca dati

chiamata Madreperla.

Nel corso del primo semestre è stato strutturato internamente un corso in modalità e-learning sulla Gestione

del Tempo, che verrà reso disponibile a tutti i dipendenti a partire dal mese di Luglio.

Formazione

In ambito formativo si segnala, innanzitutto, la realizzazione delle attività e delle iniziative previste nell’ambito

di Heracademy, la Corporate University del Gruppo Hera, in particolare la realizzazione del workshop

“Utilities, livelli di governo, cittadini: quali possibilità di collaborazione per lo sviluppo delle infrastrutture?”

(gennaio 2013) e la progettazione del workshop “Smart Communities e Sviluppo Locale: obiettivi, attori,

creazione di valore” (realizzato a luglio 2013); sempre nell’ambito di Heracademy si evidenziano, inoltre,

altre iniziative di sviluppo formativo a valenza territoriale, in particolare l’avvio del progetto “Hera ti insegna

un mestiere…a scuola” sui territori di Forlì e Ravenna.

Nell’ambito della formazione relativa ai Valori Etici ed alla Cultura d’impresa, si segnala la progettazione del

percorso formativo “La Città Sostenibile”, con realizzazione prevista nel secondo semestre 2013 e finalizzato

a sensibilizzare tutta la popolazione aziendale sui contenuti del Bilancio di Sostenibilità 2012.

Relativamente alle iniziative formative realizzate in collaborazione con Alma Mater – Università di Bologna e

Alma Graduate School, si segnala in particolare la realizzazione del corso di alta formazione “Regolazione e

mercato nei servizi di pubblica utilità” (febbraio e marzo 2013), dedicato alle risorse coinvolte in ambito

Sviluppo del Potenziale.

Nel primo semestre del 2013 si è data piena continuità alle attività di formazione in adempimento agli

obblighi di legge (antincendio, primo soccorso, preposti sulla sicurezza, ecc.), con particolare riferimento alla

formazione in ambito stress lavoro correlato ed alla formazione legata all’Accordo Stato-Regioni per le

attrezzature da lavoro; nell’ambito delle 24.000 ore di formazione erogate complessivamente in ambito

Qualità, Sicurezza e Ambiente, si segnalano, inoltre, le attività formative previste nell’ambito del progetto

SA8000, con particolare rifermento agli interventi formativi sul monitoraggio dei fornitori.

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.

Per quanto riguarda le attività di knowledge management, nel primo semestre 2013 è stata data continuità

alla Scuola dei Mestieri, in particolare attraverso:

la definizione e progettazione della revisione di alcuni Quaderni di Mestiere alla luce delle recenti evoluzioni

organizzative della Direzione Generale Operations;

l’estensione e/o il consolidamento delle esperienze di Comunità di Pratica presenti a livello di Gruppo.

77



Sono state registrate circa 16.788 partecipazioni ad attività di formazione ed il 90% dei dipendenti del

Gruppo è stato coinvolto in almeno un’attività di formazione.

L’investimento economico sostenuto nel primo semestre 2013, al netto dei costi del personale in formazione

e dei docenti interni, risulta pari a 441.329 euro, valore in linea con una completa saturazione del budget

annuale 2013.

I dati confermano l’impegno consistente sia di carattere economico che di risorse che il Gruppo Hera dedica

alla valorizzazione ed allo sviluppo continuo del capitale umano.

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Addestramento professionale e formazione specialistica 22.616

Qualità Sicurezza e Ambiente 24.039

Formazione istituzionale e manageriale 17.590

Informatica 962

Totale 65.207

78



1.13 Sistemi informativi

Le attività del Gruppo Hera sono gestite attraverso complessi sistemi informativi che supportano i principali

processi aziendali, sia operativi che commerciali e amministrativi.

L’attività svolta nel primo semestre del 2013 ha visto a livello di Gruppo la prosecuzione delle attività di

integrazione, consolidamento e ottimizzazione applicativa ed infrastrutturale delle diverse società del

Gruppo, definito sulla base dei cambiamenti degli assetti societari intervenuti negli esercizi precedenti.

L’inadeguatezza, l’eventuale indisponibilità o il mancato aggiornamento dei sistemi informativi rispetto alle

esigenze di business, rappresentano potenziali fattori di rischio che il Gruppo mitiga attraverso appositi

presidi governati dalla Direzione Sistemi Informativi.

Le linee guida attraverso le quali si sviluppano gli interventi della Direzione Sistemi Informativi sono quelle

indicate in sede di Piano industriale e di Budget, in particolare:

garantire l’adeguamento ai requisiti regolatori di settore;

supportare il business;

garantire l’efficienza dei processi e dei sistemi e migliorare i livelli di servizio

ridurre i rischi in ambito tecnologie e sicurezza dei sistemi gestiti

Si conferma un impegno continuo e tempestivo nell’adeguare i sistemi informativi alle normative del settore e

prosegue l’importante percorso di adeguamento alla normativa in materia di obblighi di separazione dei

processi di distribuzione e vendita (per le imprese operanti nei settori dell’energia elettrica e il gas –

“unbundling”).

Inoltre, continua il processo di evoluzione funzionale, architetturale e infrastrutturale dei principali sistemi al

servizio del Business, dove è stato raggiunto un consistente miglioramento delle performance. Sono state

attivate nuove funzionalità in supporto al business, tra le quali si segnalano ad esempio le funzioni a

supporto delle attività di raccolta e smaltimento in ambito Ambiente; un nuovo call center tecnico Elettrico e

Fluidi, dei nuovi strumenti di business intelligence a supporto del business.

Sono continuati gli interventi per garantire una sempre maggiore efficienza dei processi, quali ad esempio il

processo di gestione delle letture e i processi commerciali.

Tra le attività di maggiore rilevanza si segnalano quelle legate ad importanti upgrade tecnologici per dotare il

Gruppo di sistemi aggiornati all'ultimo livello tecnico/funzionale disponibile sul mercato, il tutto limitando al

minimo gli impatti sul Business.

I sistemi informativi hanno garantito la continuità del servizio, realizzando configurazioni in Alta affidabilità

(HA) per i principali sistemi, minimizzando gli impatti derivanti dal rilascio di nuovi progetti e rispondendo alle

richieste di manutenzione ordinaria e di evoluzione dei sistemi in accordo alle priorità concordate.

La riservatezza e la sicurezza delle informazioni sono oggetto di presidi specifici da parte del Gruppo, sia

attraverso politiche interne che attraverso strumenti di segregazione degli accessi alle informazioni, nonché

attraverso specifici accordi contrattuali con i propri fornitori che eventualmente debbano accedere alle

informazioni.

La Direzione Sistemi Informativi, tramite un team dedicato, è impegnata in attività di prevenzione e al

monitoraggio degli attacchi informatici ai sistemi aziendali e sono state acquisite specifiche soluzioni per la

gestione e il controllo della sicurezza informatica.

79



Ad ulteriore presidio di questa specifica problematica di rischio, il Gruppo esegue periodicamente

vulnerability assessment.

Sotto il profilo delle infrastrutture continua il consolidamento e potenziamento del data center.

Infine, sono state condotte delle verifiche periodiche di Audit interno, finalizzate al mantenimento della

Certificazione Qualità ISO 9001

80



1.10 Qualità, sicurezza e ambiente

Il primo semestre del 2013 è stato un periodo, in cui diversi degli obiettivi programmati dalla Direzione

Centrale Qualità, Sicurezza Ambiente sono stati conseguiti.

Fra i principali risultati ricordiamo:

Il supporto di tutta la DCQSA al progetto di forte riorganizzazione della DGO, a seguito della quale la

stessa DCQSA si è riorganizzata apportato significativi cambiamenti sia alla struttura di Coord. QSA

che nella costituzione del SPP Unico.

La partecipazione proattiva ai lavori per l’aggiornamento del Piano industriale aziendale che ha visto

la Direzione impegnata in incontri specifici nei mesi di aprile e maggio con le Direzioni aziendali e le

Società controllate;

Il superamento della verifica di mantenimento della certificazione del sistema di gestione “integrato”

qualità, sicurezza e ambiente di Hera Spa e di molte società del Gruppo con esiti molto buoni;

Il raggiungimento della Certificazione SA8000, ovvero del sistema di gestione inerente i temi della

responsabilità Sociale: risultato raggiunto a seguito della prima verifica certificativa effettuata nel

mese di marzo.

A giugno si è ottenuto il mantenimento dell’accreditamento Accredia (ISO 17025) dei Laboratori del

Gruppo;

Continuano le attività connesse al progetto EHS, progetto della Direzione volto a disegnare il

percorso evolutivo dei Sistemi Informativi Aziendali in ambito Environmental, Health e Safety.

L’obiettivo è quello di realizzare un sistema di gestione negli ambiti Salute, sicurezza e Ambiente in

sinergia con gli altri applicativi enterprise del Gruppo;

ISRS, il progetto, iniziato nel 2012 e avente l’obiettivo di valutare il livello di “salute” dei sistemi di

gestione integrati in ambito QSA al fine di promuovere l’implementazione di sistemi di gestione

efficaci e appropriati al tipo di realtà aziendale, è proseguito nel corso del I semestre 2013: sono

state condotte tutte quelle attività propedeutiche ad accrescere le necessarie conoscenze e

competenze sullo strumento. E’ stato condotto il primo assessment pilota da parte di DNV ed

analizzati i primi risultati. Il progetto avanza in linea con quanto pianificato. SAP Audit Management:

sono state completate da DCQSA, con il supporto di FOL, tutte le fasi di progetto relativo allo

sviluppo di un sistema informativo per la gestione delle attività di audit e di gestione delle Non

Conformità tramite modulo SAP, oltre alle attività di formazione del personale addetto all’utilizzo

dell’applicativo medesimo; con l’avvio dell’anno il sistema è entrato a pieno regime. Sia le attività di

audit che quelle di gestione delle conseguenti NC vengono attualmente gestite tramite questo

strumento informativo.

Nel primo semestre 2013, in collaborazione con la Direzione Acquisti e Appalti, è stata condotta una ulteriore

campagna formativa molto significativa indirizzata ai referenti aziendali, per porre l’attenzione sul tema del

controllo delle prestazioni dei fornitori, in particolare questa volta, ai temi della responsabilità sociale.

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 verifica coerenza e

conformità QSA di procedure ed istruzioni redatte da varie strutture aziendali, l’aggiornamento della

documentazione di sistema, manuale QSA, procedure di sistema, dei documenti di valutazione del rischio e

di analisi ambientali.

81



Sul fronte Salute e Sicurezza, il 2012 ha visto concludersi positivamente l’ampio e articolato progetto “Un

anno per la sicurezza nel Gruppo Hera”, fatto salvo il completamento dell’attività di formazione del progetto

“Un anno per la sicurezza” e la continuazione dei due progetti “Stress lavoro Correlato” e “Macchine

Attrezzature”.

L’analisi dei dati del fenomeno infortunistico relativi al periodo Gennaio ÷ Giugno 2013, evidenzia una

situazione complessiva in linea con gli obiettivi previsti ed in miglioramento rispetto all’analogo periodo dello

scorso anno. Il confronto con il 2012 mostra un decremento del numero di infortuni complessivo (84 nei primi

6 mesi del 2012 - 74 nei primi 6 mesi del 2013) e di conseguenza dell’Indice di Frequenza (23,72 nei primi 6

mesi del 2012 – 21,0 nei primi 6 mesi del 2013). Anche per quello che riguarda le giornate di assenza per

infortunio si riscontra un miglioramento (3129 nei primi 6 mesi del 2012 - 2280 nei primi 6 mesi del 2013) e di

conseguenza una riduzione del parametro Indice di Gravità (0,87 nei primi 6 mesi del 2012 – 0,65 nei primi 6

mesi del 2013).

Per quanto riguarda le segnalazioni di mancati infortuni (Near Miss), dopo un inizio anno non soddisfacente

dove il numero di segnalazioni è stato di gran lunga inferiore alle attese, a Giugno il dato complessivo risulta

superare l’obiettivo previsto. Il rapporto fra Near Miss segnalati ed infortuni accaduti ha infatti superato il

90% previsto come target per il 2013 (Un dato non ancora allineato è quello della Direzione Tecnica Clienti

che si attesta al 25%). L’analisi puntuale delle modalità di accadimento degli infortuni evidenzia come gli

infortuni in itinere (tragitto casa-lavoro), Cadute/Scivolate a terra, Urti e schiacciamenti rappresentino le tre

principali cause di infortunio (rispettivamente il 24,3 %, il 23 % ed il 16,2%). Gli infortuni causati da incidenti

stradali sul lavoro (7 eventi) rappresentano il 9,5 % del totale dei casi.

Al fine di rappresentare in modo più ampio e “strategico” le attività di HERA S.p.A. in campo impiantistico

(impianti di smaltimento/recupero dei rifiuti e di produzione di energia elettrica ricomprese nelle categorie

OS14 e OG 9 ) il portafoglio delle attestazioni SOA è stato rinnovato nel giugno 2013 (Attestazione nr.

14202/04/00) con ulteriori attestazioni riguardanti le Reti del Gas e del ciclo idrico integrato (OG6) e le reti di

trasporto Energia Elettrica (OG10). Ottenute anche le attestazioni riguardanti la progettazione, costruzione e

manutenzione di impianti di potabilizzazione, depurazione (OS22) e di teleriscaldamento (OS28). Da

segnalare l’adozione di un percorso metodologico di raccolta di evidenze documentali tracciabili attraverso i

sistemi informativi Aziendali e riferibili ai dati dei bilanci certificati .

Nel corso del primo semestre 2013 sono proseguite le attività connesse al progetto EHS (Environmental,

Health e Safety), progetto della Direzione DCQSA il cui obiettivo è quello di integrare il sistema di gestione

Salute, sicurezza e Ambiente con gli altri applicativi enterprise del Gruppo. A conferma del forte impatto sul

percorso evolutivo dei Sistemi Informativi Aziendali le attività si sono concentrate – nella prima fase - sulla

realizzazione del modulo relativo alla Sorveglianza Sanitaria ed alla impostazione di un prototipo finalizzato

alla definizione dei requisiti dell’applicativo che sarà oggetto – a conclusione dell’iter progettuale – di

implementazione sulle strutture del gruppo. Collegata al percorso l’introduzione di iniziative formative e

informative per favorire l’introduzione di approcci innovativi di knowledge management nella gestione della

protezione e prevenzione dei rischi nell’ambiente di lavoro.

E’ proseguita in modo costante l'attività di approfondimento dell'evoluzione normativa da parte del Presidio

Normativa QSA e Privacy consistita nell’acquisizione delle novità legislative e nell'analisi normativa degli

impatti conseguenti, destinata ai Responsabili; l’attività di acquisizione ed interpretazione normativa, si è

concretamente attuata in 28 flash informativi diretti ai gestori dei processi, al Presidio Privacy, ai QSA e ai

RSPP.

Da essa è poi scaturita la necessità di elaborare 18 approfondimenti normativi tematici che hanno fornito

linee guida interpretative, nonché l’aggiornamento delle check list per tenere sotto controllo la compliance

normativa in tema di sicurezza e ambiente.

82



I principali impatti gestionali derivanti dalla ristrutturazione della DGO e dalla desocietarizzazione di FoL

sono consistiti nella revisione di importanti documenti del sistema di gestione aziendale quali: la procedura

sulla gestione delle prescrizioni legali e di altro tipo, che aggiornata anche in ottica RACI, la procedura sulla

gestione dei documenti, per garantire un ottimale profilo autorizzativo degli stessi, anche rispetto al D.lgs

81/08, la Linea Guida sulle responsabilità in materia di salute, sicurezza e ambiente per rendere sempre più

coerenti le posizioni di garanzia aziendali rispetto ai ruoli organizzativi ed ai poteri conferiti, la procedura

sulla gestione in sicurezza dei contratti di appalto, per adeguare compiti e responsabilità della committenza

ai nuovi ruoli post organizzazione aziendale.

Per quanto riguarda il Presidio Privacy, è stata avviata un’analisi del rischio dei dati personali trattati in Hera

SpA, secondo un metodologia già sperimentata in materia di sicurezza logica, al fine di definire le

conseguenti misure di sicurezza minime, specifiche ed adeguate.

In un'ottica di sempre maggiore integrazione con il sistema Qualità, Sicurezza e Ambiente, sono stati

programmati e pianificati audit a campione sulla gestione della videosorveglianza negli impianti acqua e

depurazione di Bologna, con lo strumento di SAP audit management.

Con la collaborazione di DCPO, si è compiuto il riallineamento delle posizioni di responsabile privacy e

incaricati delle strutture oggetto di riorganizzazione e delle società controllate, che ha comportato 10 aule di

formazione di circa 20 persone ciascuna.

A inizio anno, la riorganizzazione della DCQSA ha visto l’ingresso nella Direzione Centrale Qualità,

Sicurezza e Ambiente di Presidio Sicurezza Fisica e Logica.

La nuova Struttura è stata presentata alle altre Direzioni Aziendali, nell’ambito di appositi incontri.

Il Presidio Sicurezza ha presentato al Comitato Rischi del Gruppo Hera i risultati dell’Analisi dei Rischi per la

Sicurezza delle Informazioni, unitamente a una proposta articolata di Piano di Interventi per ricondurre il

livello di rischio rilevato al di sotto della soglia stabilita dal Comitato. Tali interventi saranno recepiti all’interno

del Piano Industriale e la loro efficacia sarà misurata anno su anno da Presidio Sicurezza, attraverso una

revisione periodica dell’Analisi Rischi.

Le Linee Guida e le Politiche di Sicurezza sono state riviste ed allineate alle più recenti evoluzioni normative

in ambito Privacy e per regolamentare la recente introduzione in Azienda del Wi-Fi.

Le attività di Audit svolte da Presidio Sicurezza sono state armonizzate ai metodi ed agli strumenti in uso

nella Direzione. Gli Auditors hanno seguito un apposito corso di formazione su “Tecniche di Auditing ISO

19011” e sull’utilizzo dello strumento SAP audit management. Nel corso del primo semestre, Presidio

Sicurezza ha effettuato complessivamente 6 Audit applicando con successo questi nuovi metodi e strumenti.

E’ stato infine effettuato un Audit Tecnico sulla sicurezza dell’infrastruttura informatica del Centro

Telecontrollo Fluidi i cui risultati sono stati condivisi con la Direzione Servizi Tecnici Operations ed hanno

portato alla individuazione di un piano di miglioramento.

83



BILANCIO

SEMESTRALE

CONSOLIDATO

ABBREVIATO

AL 30 GIUGNO 2013

84



2.01 Schemi di bilancio consolidati

85



2.01.01 Conto economico consolidato

euro migliaia note 1° semestre 20131° semestre 2012

rettificato *

Ricavi 4 2.429.413 2.298.917

Altri ricavi operativi 5 107.461 84.445

Consumi di materie prime e materiali di consumo 6 (1.330.822) (1.399.806)

Costi per servizi 7 (496.774) (427.503)

Costi del personale 8 (246.445) (192.184)

Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni 9 (198.664) (151.550)

Altre spese operative 10 (25.292) (19.337)

Costi capitalizzati 11 7.764 13.057

Utile operativo 246.641 206.039

Quota di utili (perdite) di imprese collegate 12 3.100 2.897

Proventi finanziari 13 64.518 45.600

Oneri finanziari 13 (138.478) (110.268)

Totale gestione finanziaria (70.860) (61.771)

Altri ricavi non operativi non ricorrenti 14 74.806 0

Utile prima delle imposte 250.587 144.268

Imposte del periodo 15 (77.712) (63.963)

Utile netto del periodo 172.875 80.305

Attribuibile:

Azionisti della Controllante 165.199 73.782

Azionisti di minoranza 7.676 6.523

Utile per azione 15.1

di base 0,124 0,067

diluito 0,118 0,064

*I dati comparativi sono stati rettificati al fine di recepire le modifiche commentate nel “Riepilogo rettifiche” delle note esplicative.

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.

86



2.01.02 Conto economico complessivo consolidato

euro migliaia 1° semestre 20131° semestre 2012

rettificato*

Utile / (perdita) netto del periodo 172.875 80.305

Componenti riclassificabili a conto economico

Fair value derivati , variazione del periodo 3.615 2.538

Effetto fi s ca le relativo a l le al tre componenti di conto

economico compless ivo ri class i fi cabi l i(1.068) (668)

Fair value derivati , variazione del periodo relativa a imprese

va lutate con i l metodo del patrimonio netto128 84

Componenti non riclassificabili a conto economico

Uti le/(perdi te) attuaria l i fondi benefici ai dipendenti 1.658 (6.338)

Effetto fi s ca le relativo a l le al tre componenti di conto

economico compless ivo non riclass i ficabi l i(296) 1.498

Totale Utile / (perdita) complessivo del periodo 176.912 77.419

Attribuibile:

Azionis ti del la control lante 168.313 71.507

Azionis ti di minoranza 8.599 5.912


87



2.01.03 Situazione patrimoniale-finanziaria consolidata

euro migliaia note 30-giu-201331-dic-2012 rettificato *

ATTIVITA’

Attività non correnti

Immobilizzazioni materiali 16 2.141.837 1.947.597

Attività immateriali 17 2.490.206 1.855.966

Investimenti immobiliari 18 3.053 0

Avviamento 19 378.565 378.391

Partecipazioni 20 147.920 139.730

Attività finanziarie 21 46.638 17.557

Attività fiscali differite 22 139.547 111.451

Strumenti finanziari – derivati 23 57.363 88.568

Totale attività non correnti 5.405.129 4.539.260

Attività correnti

Rimanenze 24 54.379 71.822

Crediti commerciali 25 1.602.223 1.307.961

Lavori in corso su ordinazione 26 24.873 20.635

Attività finanziarie 27 62.756 47.286


Attività per imposte correnti 28 41.013 30.882

Altre attività correnti 29 295.509 209.108

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 30 483.322 424.162

Totale attività correnti 2.588.552 2.146.055

Attività non correnti destinate alla vendita 31 20.524 14.154

TOTALE ATTIVITA' 8.014.205 6.699.469

segue

88



euro migliaia 30-giu-201331-dic-2012 rettificato *

PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA’

Capitale sociale e riserve 32

Capitale sociale 1.342.876 1.115.014

-Riserva azioni proprie valore nominale (13.819) (13.813)

-Oneri per aumento capitale sociale (135) 0

Riserve 574.292 523.481

-Riserva azioni proprie valore eccedente il valore nominale (4.052) (4.181)

-Riserva per strumenti derivati valutati al fair value (4.261) (5.993)

Utile (perdita) portato a nuovo 2.061 2.061

Utile (perdita) del periodo 165.199 119.417

Patrimonio netto del Gruppo 2.062.161 1.735.986

Interessenze di minoranza 137.455 141.355

Totale patrimonio netto 2.199.616 1.877.341

Passività non correnti

Finanziamenti – scadenti oltre l’esercizio successivo 33 2.652.058 2.440.994

Trattamento fine rapporto ed altri benefici 34 132.541 112.963

Fondi per rischi ed oneri 35 273.354 251.897

Passività fiscali differite 36 76.014 74.038

Debiti per locazioni finanziarie – scadenti oltre l’esercizio successivo 37 12.833 13.356


Totale passività non correnti 3.171.139 2.926.211

Passività correnti

Banche e finanziamenti – scadenti entro l’esercizio successivo 33 714.710 317.560

Debiti per locazioni finanziarie – scadenti entro l’esercizio successivo 37 2.916 3.767

Debiti commerciali 38 1.092.830 1.165.838

Passività per imposte correnti 39 102.694 20.463

Altre passività correnti 40 688.585 350.060


Totale passività correnti 2.632.106 1.895.917

Passività non correnti destinate alla vendita 31 11.344 0

TOTALE PASSIVITA' 5.814.589 4.822.128

TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA' 8.014.205 6.699.469


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.

89



2.01.04 Rendiconto finanziario consolidato

euro migliaia 30-giu-201330/06/2012 rettificato*

Risultato ante imposte 250.587 144.268

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

Ammortamenti e perdite di valore di immobilizzazioni materiali 79.660 65.754

Ammortamenti e perdite di valore di attività immateriali 70.594 50.164

Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto (3.100) (2.897)

Accantonamenti ai fondi 49.255 35.858

(Proventi) / Oneri finanziari 73.960 64.668

Proventi da aggregazioni (74.806) 0

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

(2.908) (33.404)

Variazione fondi rischi e oneri (28.125) (9.970)

Variazione fondi per benefici ai dipendenti (3.676) (3.318)

Totale cash flow prima delle variazioni del capitale circolante netto 411.441 311.123

(Incremento) / Decremento di rimanenze 23.551 6.869

(Incremento) / Decremento di crediti commerciali (77.793) (32.283)

Incremento / (Decremento) di debiti commerciali (254.786) (232.223)

Incremento / Decremento di altre attività/passività correnti 173.902 139.648

Variazione capitale circolante (135.126) (117.989)

Dividendi incassati 1.608 2.420

Interessi attivi e altri proventi finanziari incassati 11.142 9.180

Interessi passivi e altri oneri finanziari pagati (72.038) (75.202)

Imposte pagate (5.070) (6.101)

Disponibilità generate dall'attività operativa (a) 211.957 123.431

Investimenti in immobilizzazioni materiali (50.498) (59.634)

Investimenti in attività immateriali (69.781) (63.440)

Investimenti in imprese e rami aziendali al netto delle disponibilità liquide (**) 16.501 (2.166)

Prezzo di cessione di immobilizzazioni materiali e immateriali(incluse operazioni di lease-back)

2.097 6.086

Disinvestimenti in partecipazioni (**) (300) (1.916)

(Incremento) / Decremento di altre attività d'investimento (6.540) (1.631)

Disponibilità generate / (assorbite) dall'attività di investimento (b) (108.521) (122.701)

Nuove emissioni di debiti finanziari a lungo termine 46.683 241.810

Rimborsi e altre variazioni nette di debiti finanziari 38.309 (34.570)

Canoni pagati per locazioni finanziarie (1.866) (1.815)

Acquisto quote di partecipazioni in imprese consolidate (**) (4.500) 0

Dividendi distribuiti ad azionisti Hera e interessenze di minoranza (123.604) (111.399)

Variazione azioni proprie in portafoglio 860 (3.237)

Altre variazioni minori (158) (1)

Disponibilità generate / (assorbite) dall'attività di finanziamento (c) (44.276) 90.788

Effetto variazione cambi su disponibilità liquide (d) 0 0

Incremento / (Decremento) disponibilità liquide (a+b+c+d) 59.160 91.518

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti all'inizio dell'esercizio 424.162 415.189

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti alla fine dell'esercizio 483.322 506.707


**Per maggiori dettagli circa le operazioni societarie del primo semestre dell'esercizio 2013 si rimanda al paragrafo "Commenti al Rendiconto

Finanziario Consolidato" al termine delle Note esplicative consolidate

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.

90



2.01.05 Prospetto delle variazioni del patrimonio netto consolidato

euro migliaiaCapitale sociale

RiserveRiserve 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

Applicazione retrospettiva IAS 19 revised -3.165 403 -560

Saldo al 31 dicembre 2011 (rettificato) 1.105.340 532.426 -8.606 104.993 1.734.153 141.871 1.876.024

Utile dell'esercizio 73.782 73.782 6.523 80.305

Altre componenti del risultato complessivo al 30 giugno 2012 :

fair value derivati, variazione dell'esercizio 1.994 1.994 -124 1.870

fair value derivati, variazione dell'esercizio relativa a imprese valutate con il metodo del patrimonio netto

84 84 84

utili / (perdite) attuariali fondi benefici ai dipendenti -4.353 -4.353 -487 -4.840

Totale Utile Complessivo dell'esercizio -4.269 1.994 73.782 71.507 5.912 77.419

variazione azioni proprie in portafoglio -3.108 -129 -3.237 -3.237

variazione area consolidamento 0 523 523

altri movimenti -1 -1 -1

Ripartizione dell’utile 2011 :

- dividendi distribuiti -16.925 -82.397 -99.322 -14.642 -113.964

- destinazione ad altre riserve 5.823 -5.823 0 0

- destinazione a riserva utili indivisi 16.773 -16.773 0 0

Saldo al 30 giugno 2012 (rettificato) 1.102.232 533.698 -6.612 73.782 1.703.100 133.664 1.836.764

Saldo al 31 dicembre 2012 (rettificato) 1.101.201 521.361 -5.993 119.417 1.735.986 141.355 1.877.341

Utile dell'esercizio 165.199 165.199 7.676 172.875

Altre componenti del risultato complessivo al 30 giugno 2013 :

fair value derivati, variazione dell'esercizio 1.732 1.732 815 2.547

fair value derivati, variazione dell'esercizio relativa a imprese valutate con il metodo del patrimonio netto

128 128 128

utili / (perdite) attuariali fondi benefici ai dipendenti 1.254 1.254 108 1.362

Totale Utile Complessivo dell'esercizio 1.382 1.732 165.199 168.313 8.599 176.912

variazione azioni proprie in portafoglio -6 129 123 123

acquisizione Gruppo AcegasAps 227.727 51.725 279.452 -15 279.437

variazione interessenza partecipativa -1.902 -1.902 -2.598 -4.500

variazione area consolidamento 0 819 819

altri movimenti 1 1 -21 -20

Ripartizione dell’utile 2012 :

- dividendi distribuiti -10.430 -109.382 -119.812 -10.684 -130.496

- destinazione ad altre riserve 7.548 -7.548 0 0

- destinazione a riserva utili indivisi 2.487 -2.487 0 0

Saldo al 30 giugno 2013 1.328.922 572.301 -4.261 165.199 2.062.161 137.455 2.199.616

91



2.02 Schemi di bilancio delibera 15519 del 2006

Parti correlate

92



2.02.01 Conto economico consolidato

euro migliaia Note A B C D Totale % A B C D Totale %

Conto Economico

Ricavi 4 2.429.413 0 30.069 169.075 2.837 201.981 8,3 2.298.917 15.948 60.608 5.675 82.231 3,6Altri ricavi operativi 5 107.461 0 794 42 90 926 0,9 84.445 112 86 112 310 0,3Consumi di materie prime e materiali di consumo (al netto della variazione delle rimanenze di materie prime e scorte) 6 (1.330.822) 0 (18.527) 0 (16.979) (35.506) 2,7 (1.399.806) (31.828) (233) (18.143) (50.204) 3,6Costi per servizi 7 (496.774) 0 (6.364) (7.460) (21.714) (35.538) 7,2 (427.503) (6) (4.391) (7.295) (21.767) (33.459) 7,8Costi del personale 8 (246.445) 0 0 0 (490) (490) 0,2 (192.184)Ammortamenti e accantonamenti 9 (198.664) (151.550)Altre spese operative 10 (25.292) 0 (42) (1.361) (832) (2.235) 8,8 (19.337) (19) (1.361) (543) (1.923) 9,9Costi capitalizzati 11 7.764 13.057

Utile operativo 246.641 0 5.930 160.296 (37.088) 129.138 206.039 (6) (20.178) 51.805 (34.666) -3.045

Quota di utili (perdite) di imprese collegate 12 3.100 0 3.100 0 0 3.100 100,0 2.897 2.897 2.897 100,0Proventi finanziari 13 64.518 0 1.241 0 89 1.330 2,1 45.600 700 36 89 825 1,8Oneri finanziari 13 (138.478) 0 (11) (182) 0 (193) 0,1 (110.268) (1) (61) (62) 0,1

Totale gestione finanziaria (70.860) 4.330 (182) 89 4.237 (61.771) 3.597 35 28 3.660Altri ricavi non operativi non ricorrenti 14 74.806Utile prima delle imposte 250.587 0 10.260 160.114 (36.999) 133.375 144.268 (6) (16.581) 51.840 (34.638) 615

Imposte del periodo 15 (77.712) (63.963)

Utile netto del periodo 172.875 0 10.260 160.114 (36.999) 133.375 80.305 (6) (16.581) 51.840 (34.638) 615Attribuibile:Azionisti della Controllante 165.199 73.782Azionisti di minoranza 7.676 6.523

Utile per azione 15.1di base 0,124 0,067diluito 0,118 0,064

di cui Correlate 1° semestre 2013

1° semestre 2012

rettificato*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

93



2.02.02 Situazione patrimoniale-finanziaria consolidata

euro migliaia Note 30‐giu‐2013 A B C D Totale % A B C D Totale %

ATTIVITA’

Attività non correnti

Immobil izzazioni materiali 16 2.141.837 1.947.597

Attività Immateriali 17 2.490.206 1.855.966

Investimenti immobiliari 18 3.053 0

Avviamento 19 378.565 378.391

Partecipazioni 20 147.920 208 104.930 0 33.138 138.276 93,5 139.730 41 106.460 32.930 139.431 99,8

Attività finanziarie 21 46.638 36 19.149 25.030 0 44.215 94,8 17.557 36 17.139 17.175 97,8

Attività fiscali differite 22 139.547 111.451


5.405.129 244 124.079 33.138 182.491 4.539.260 77 123.599 0 32.930 156.606

Attività correnti

Rimanenze 24 54.379 71.822

Crediti commerciali 25 1.602.223 33 17.177 61.081 10.526 88.817 5,5 1.307.961 33 12.471 17.815 14.782 45.101 3,4

Lavori in corso su ordinazione 26 24.873 20.635

Attività finanziarie 27 62.756 0 46.353 605 204 47.162 75,2 47.286 35.386 204 35.590 75,3


Attività per imposte correnti 28 41.013 30.882

Altre attività correnti 29 295.509 0 3.352 1.930 19.586 24.868 8,4 209.108 2.198 967 16.260 19.425 9,3

Disponibil ità l iquide e mezzi equivalenti 30 483.322 424.162

2.588.552 33 66.882 63.616 30.316 160.847 2.146.055 33 50.055 18.782 31.246 100.116

Attività non correnti destinate alla vendita 31 20.524 14.154

TOTALE ATTIVITA' 8.014.205 277 190.961 63.616 63.454 343.338 6.699.469 110 173.654 18.782 64.176 256.722

euro migliaia Note 30‐giu‐2013 A B C D Totale % A B C D Totale %




‐Riserva azioni proprie valore nominale (13.819) (13.813)

‐Oneri per aumento capitale sociale (135) 0

Riserve 574.292 523.481

‐Riserva azioni proprie valore eccedente i l

valore nominale (4.052) (4.181)

Riserva per strumenti derivati valutati al fair

value (4.261) (5.993)


Utile (perdita) del periodo 165.199 119.417

Patrimonio netto del Gruppo 2.062.161 1.735.986

Interessenze di minoranza 137.455 141.355

Totale patrimonio netto 2.199.616 1.877.341


Finanziamenti – scadenti oltre l ’esercizio

successivo 33 2.652.058 0 840 7.945 0 8.785 0,3 2.440.994

Trattamento fine rapporto ed altri benefici 34 132.541 112.963


Passività fiscal i differite 36 76.014 74.038

Debiti per locazioni finanziarie – scadenti

oltre l ’esercizio successivo 37 12.833 13.356


3.171.139 2.926.211

Passività correnti

Banche e finanziamenti – scadenti entro

l ’esercizio successivo 33 714.710 0 0 10.149 0 10.149 1,4 317.560

Debiti per locazioni finanziarie – scadenti

oltre l ’esercizio successivo 37 2.916 3.767

Debiti commerciali 38 1.092.830 (3) 13.129 17.695 30.851 61.672 5,6 1.165.838 (3) 14.766 10.787 27.517 53.067 4,6


Altre passività correnti 40 688.585 0 1.448 43.808 6.501 51.757 7,5 350.060 105 3.459 2.209 5.773 1,6


2.632.106 (3) 14.577 71.652 37.352 123.578 1.895.917 (3) 14.871 14.246 29.726 58.840

Passività non correnti destinate alla vendita 31 11.344

Totale passività 5.814.589 (3) 14.577 71.652 37.352 123.578 4.822.128 (3) 14.871 14.246 29.726 58.840

TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA' 8.014.205 (3) 14.577 71.652 37.352 123.578 6.699.469 (3) 14.871 14.246 29.726 58.840

di cui Correlate di cui Correlate

di cui Correlate di cui Correlate

31‐dic‐2012

rettificato *

31‐dic‐2012

rettificato *

*I dati comparativi sono stati rettificati al fine di recepire le modifiche commentate nel “Riepilogo rettifiche” delle note esplicative

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

94



2.02.03 Rendiconto finanziario consolidato

euro migliaia 30-giu-2013di cuiparti correlate

Risultato ante imposte 250.587

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

Ammortamenti e perdite di valore di immobilizzazioni materiali 79.660

Ammortamenti e perdite di valore di attività immateriali 70.594

Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto (3.100)

Accantonamenti ai fondi 49.255

(Proventi) / Oneri finanziari 73.960

Proventi da aggregazioni (74.806)

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

(2.908)

Variazione fondi rischi e oneri (28.125)

Variazione fondi per benefici ai dipendenti (3.676)

Totale cash flow prima delle variazioni del capitale circolante netto 411.441

(Incremento) / Decremento di rimanenze 23.551

(Incremento) / Decremento di crediti commerciali (77.793) (5.799)

Incremento / (Decremento) di debiti commerciali (254.786) (7.512)

Incremento / Decremento di altre attività/passività correnti 173.902 43.125

Variazione capitale circolante (135.126)

Dividendi incassati 1.608 1.477

Interessi attivi e altri proventi finanziari incassati 11.142 1.225

Interessi passivi e altri oneri finanziari pagati (72.038) (193)

Imposte pagate (5.070)

Disponibilità generate dall'attività operativa (a) 211.957

Investimenti in immobilizzazioni materiali (50.498)

Investimenti in attività immateriali (69.781)

Investimenti in imprese e rami aziendali al netto delle disponibilità liquide 16.501 (3.615)

Prezzo di cessione di immobilizzazioni materiali e immateriali(incluse operazioni di lease-back)

2.097

Disinvestimenti in partecipazioni (300) (341)

(Incremento) / Decremento di altre attività d'investimento (6.540) (13.498)

Disponibilità generate / (assorbite) dall'attività di investimento (b) (108.521)

Nuove emissioni di debiti finanziari a lungo termine 46.683

Rimborsi e altre variazioni nette di debiti finanziari 38.309 9.174

Canoni pagati per locazioni finanziarie (1.866)

Acquisto quote di partecipazioni in imprese consolidate (4.500)

Dividendi distribuiti ad azionisti Hera e interessenze di minoranza (123.604) (65.204)

Variazione azioni proprie in portafoglio 860

Altre variazioni minori (158)

Disponibilità generate / (assorbite) dall'attività di finanziamento (c) (44.276)

Effetto variazione cambi su disponibilità liquide (d) 0

Incremento / (Decremento) disponibilità liquide (a+b+c+d) 59.160

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti all'inizio dell'esercizio 424.162

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti alla fine dell'esercizio 483.322

95



2.03 Note esplicative

96



2.03.01 Note esplicative consolidate

97



2.03.01 Note esplicative consolidate

Il presente bilancio semestrale consolidato abbreviato al 30 giugno 2013 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 dell’

International Financial Reporting Standards Interpretations Committee (Ifrs Ic), precedentemente

denominato Standing Interpretations Committee (Sic), nonché ai provvedimenti emanati in attuazione

dell’art.9 del decreto legislativo n. 38/2005.

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. Si

segnala per altro che la situazione patrimoniale-finanziaria al 31 dicembre 2012 e il conto economico per i

primi sei mesi dell’esercizio 2012 sono stati rettificati così come illustrato nel paragrafo “Riepilogo rettifiche”

delle presenti note.

Nel confronto delle singole voci di conto economico e situazione patrimoniale-finanziaria occorre tenere

anche in considerazione le variazioni dell’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 2012. In

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

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

internazionale, sia quella che meglio rappresenta i risultati aziendali. Si segnala che a fini comparativi e per

una più immediata e puntuale informativa è stata aggiunta la voce “Altri ricavi non operativi” che comprende

il badwill realizzato a seguito di alcune operazioni straordinarie effettuate nell’esercizio. Al riguardo si rinvia a

quanto riportato nella nota 14 di conto economico.

Lo schema della situazione patrimoniale-finanziaria evidenzia la distinzione tra attività e passività correnti e

non correnti.

Negli schemi di bilancio sono separatamente indicati gli eventuali costi ed i ricavi di natura non ricorrente.

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

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

separato rispetto al conto economico, distinguendo fra componenti riclassificabili e non riclassificabili a conto

economico. 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.

98



Il principio generale adottato nella predisposizione del presente bilancio semestrale consolidato abbreviato è

quello del costo, ad eccezione delle attività e passività finanziarie (inclusi gli strumenti derivati) valutati a fair

value.

La preparazione del bilancio semestrale consolidato abbreviato ha richiesto l’uso di stime da parte del

management; le principali aree caratterizzate da valutazioni ed assunzioni di particolare significatività,

unitamente a quelle con effetti rilevanti sulle situazioni presentate, sono riportate nel paragrafo “Stime e

valutazioni significative”.

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.

Stime e valutazioni significative

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.

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.

99



Area di consolidamento

Il bilancio semestrale consolidato abbreviato al 30 giugno 2013 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.

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 20.

Le imprese detenute esclusivamente allo scopo della successiva alienazione sono escluse dal

consolidamento e valutate al fair value o, qualora il fair value non sia puntualmente determinabile, al costo.

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 2013 rispetto

al bilancio consolidato al 31 dicembre 2012.

100



Variazioni dell’area di consolidamento

Società Controllate

Società consolidate Società non più consolidate Note

Acegas‐Aps Spa Consolidata Integralmente

AcegasAps Service Srl Consolidata Integralmente

CST Srl Consolidata Integralmente

Famula on l ine in l iquidazione Spa Cessata

Iniziative Ambientali Srl Consolidata Integralmente

Insigna Srl Consolidata Integralmente

Modena Network Spa Consolidata Integralmente

Naonis Energia Srl in l iquidazione Consolidata Integralmente

NestAmbiente Srl Consolidata Integralmente

Rila Gas AD Consolidata Integralmente

SiGas d.o.o Consolidata Integralmente

Sinergie Spa Consolidata Integralmente

Società Ita l iana Lining Srl Consolidata Integralmente

Trieste Onoranze e Trsporti Funebri

SrlConsolidata Integralmente

Tri‐Generazione Srl Consolidata Integralmente

Società Collegate

Nuove società valutate a PN Società non più valutate a PN Note

Refri Srl società ceduta

Modena Network Spa consolidata integralmente

Elettrogorizia Spa consolidata a patrimonio netto

Società a Controllo congiunto

Società consolidate Società non più consolidate Note

Aristea Scarl consolidata con i l metodo proporzionale

Estenergy Spa consolidata con i l metodo proporzionale

Est Reti Elettriche Spa consolidata con i l metodo proporzionale

Estpiù Spa consolidata con i l metodo proporzionale

Isontina Reti Gas Spa consolidata con i l metodo proporzionale

101



Le principali variazioni dell’area di consolidamento sono da attribuire all’operazione di aggregazione

aziendale che ha riguardato il Gruppo AcegasAps e di cui si da ampia informativa nella relazione sulla

gestione e nel prosieguo delle presenti note.

Si segnala inoltre che la società Famula On Line Spa con effetto dal 1° gennaio 2013 ha ceduto ad Hera

Spa il ramo d’azienda avente ad oggetto l’attività di organizzazione, progettazione, produzione,

commercializzazione e consulenza nel settore dell’informatica, della telematica e dell’elaborazione di dati. La

società è stata quindi posta in liquidazione; in data 13 giugno 2013 l’assemblea degli azionisti ha approvato

il bilancio finale di liquidazione e il relativo riparto, tale società, pertanto, non viene più consolidata. La

società è stata cancellata dal Registro delle Imprese in data 25 giugno 2013.

In data 19 aprile 2013 Acantho Spa ha acquisito un ulteriore 10% del capitale sociale di Modena Network

Spa da Sorgea Srl, incrementando la propria partecipazione al 40%. La società, precedentemente valutata a

patrimonio netto, viene ora consolidata integralmente poiché il gruppo ne detiene il controllo (un’ulteriore

quota del 14% e del 28% detenute rispettivamente da Hera Spa e da Aimag Spa).

In data 19 giugno 2013 Herambiente Spa ha ceduto l’intera partecipazione in Refri Srl a Unieco Costruzioni

Meccaniche Srl.

Gli elenchi delle società rientranti nell’area di consolidamento sono riportati al termine delle presenti note.

102



Variazione dell’interessenza partecipativa

In data 19 giugno 2013 Herambiente SpA ha acquisito da Unieco Costruzioni Meccaniche Srl l’intera

partecipazione di minoranza (pari al 49% del capitale sociale) in Nuova Geovis SpA, divenendone così socio

unico, per un importo di 4.500 migliaia di euro. La differenza tra l’ammontare a rettifica delle partecipazioni di

minoranza e il fair value del corrispettivo pagato è stata rilevata direttamente nel patrimonio netto e attribuita

ai soci della controllante.

Variazione del perimetro di consolidamento

Con efficacia 1° aprile 2013 Hera Comm Srl, ha acquistato dalla società Lombardi Srl il ramo d’azienda

relativo all’attività di gestione calore a favore di alcuni condomini nel territorio modenese. In pari data ha

venduto il medesimo alla società Hera Energie Srl. Il prezzo di cessione, pari a 34 migliaia di euro, è

comprensivo di un valore di avviamento di 174 migliaia di euro.

Criteri di valutazione e principi di consolidamento

Nella predisposizione del bilancio semestrale consolidato abbreviato, redatto secondo lo Ias 34 – bilanci

intermedi sono applicabili gli stessi principi contabili adottati nella redazione del bilancio consolidato al 31

dicembre 2012 al quale si rinvia per completezza di trattazione, ad eccezione di quanto descritto nel

paragrafo “Principi contabili, emendamenti e interpretazioni, applicati dal 1° gennaio 2013 e dai nuovi principi

applicabili a seguito dell’acquisizione del Gruppo AgegasAps e di seguito illustrati.

Investimenti immobiliari

La classificazione di un immobile tra gli investimenti immobiliari avviene quando il bene genera flussi

finanziari indipendenti dalle altre attività della Società, in quanto posseduto al fine di percepire canoni di

locazione e/o per l’apprezzamento del capitale investito e non per essere utilizzato nella produzione o nella

fornitura di beni o di servizi o nell’amministrazione aziendale. Come consentito dallo Ias 40, per la

valutazione degli investimenti immobiliari è stato scelto il criterio del costo. I beni risultano quindi iscritti in

bilancio al costo di acquisizione, al netto degli ammortamenti e delle eventuali perdite durevoli di valore.

Operazioni in valuta e consolidamento imprese estere

Le operazioni in valuta estera sono iscritte al tasso di cambio in vigore alla data dell’operazione. Le attività e

passività monetarie denominate in valuta estera sono convertite al tasso di cambio in essere alla data di

chiusura del bilancio. Le differenze di cambio così generate sono rilevate a conto economico tra i proventi e

gli oneri finanziari. Le attività e passività di imprese estere in moneta diversa dall’euro che rientrano nell’area

di consolidamento sono convertite utilizzando i tassi di cambio alla data di riferimento dei bilanci. I proventi e

gli oneri sono convertiti al cambio medio dell’esercizio. Le differenze di conversione sono incluse in una voce

di patrimonio netto fino alla cessione della partecipazione.

I principali tassi di cambio utilizzati per la conversione in euro dei valori delle società al di fuori dell’area euro

sono stati i seguenti:

Medi Puntuali

Lev Bulgaro 1,9558 1,9558

Dinaro Serbo 111,902 113,939

30‐giu‐13

103



Fatti di rilievo successivi alla chiusura della semestrale e prevedibili evoluzioni della gestione

Le informazioni relative all’attività del Gruppo e i fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del periodo sono

illustrati nella relazione sulla gestione al paragrafo 1.02 “Eventi societari e fatti di rilievo successivi alla

chiusura del semestre”.

Altre informazioni

Il presente bilancio semestrale consolidato abbreviato al 30 giugno 2013 è stato predisposto dal Consiglio di

Amministrazione e dallo stesso approvato nella seduta del 28 agosto 2013.

Tabella riepilogativa degli effetti maturati in sede di Business Combination del Gruppo AcegasAps

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

multiutility quotata in Borsa ed 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 tra i due

Gruppi.

In attuazione di tale progetto, si è quindi perfezionata, con effetti decorrenti dal 1 gennaio 2013, la fusione

per incorporazione di AcegasAps Holding Srl in Hera Spa, con conseguente acquisizione della

partecipazione nel capitale di AcegasAps Spa per il 62,691%. In data 2 gennaio 2013, Hera Spa, ha lanciato

un’offerta pubblica obbligatoria totalitaria di acquisto e scambio sulla totalità delle azioni ordinarie di

AcegasAps Spa finalizzata al delisting di quest’ultima.

Al 3 maggio 2013, data di chiusura dell’OPAS, Hera Spa è diventata socio unico di AcegasAps Spa,

incrementando la propria partecipazione nel capitale sociale di quest’ultima dal 62,691% al 99,784%,

essendo la parte residuale del capitale rappresentato da azioni proprie.

Tale operazione di aggregazione viene contabilizzata in conformità con quanto disposto dal principio

contabile internazionale Ifrs 3 con efficacia 1° gennaio 2013, data di acquisizione del controllo del Gruppo

AcegasAps da parte del Gruppo Hera. In particolare le attività e passività del Gruppo AcegasAps saranno

valutate al fair value alla data di acquisizione ed opportunamente allineate ai principi contabili del Gruppo

Hera (c.d. “Purchase price allocation”).

Si precisa che alla data della presente bilancio semestrale consolidato abbreviato risulta ancora in corso il

processo di allocazione del prezzo.

Nella tabella seguente sono riportate le attività e passività acquisite valutate al loro valore contabile ed

allineate ai principi contabili del Gruppo Hera. Come di seguito illustrato, dal confronto di tali valori con il

valore totale dell’aggregazione si determina un provento starordinario, classificato alla voce “Altri ricavi non

operativi”, di 74.806 migliaia di euro..

104



Acquisizione Gruppo AcegasApsImmobilizzazioni materiali 216.865

Attività immateriali 636.587

Investimenti immobiliari 3.107

Partecipazioni 12.406

Attività finanziarie 26.242

Attività fiscali differite 23.508

Rimanenze 9.449

Crediti commerciali 248.428

Lavori in corso su ordinazione 137

Attività finanziarie 15.084

Attività per imposte correnti 4.993

Altre attività correnti 35.615

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 26.413

Finanziamenti – scadenti oltre l’esercizio successivo (254.537)

Trattamento fine rapporto ed altri benefici (22.784)

Fondi per rischi ed oneri (26.230)

Passività fiscali differite (1.684)

Debiti per locazioni finanziarie – scadenti oltre l’esercizio successivo (59)

Banche e finanziamenti – scadenti entro l’esercizio successivo (288.792)

Debiti per locazioni finanziarie – scadenti entro l’esercizio successivo (15)

Debiti commerciali (184.376)

Passività per imposte correnti (3.502)

Altre passività correnti (113.052)

Totale attività nette acquisite 363.803

Fair Value azioni ordinarie emesse (*) 279.587Esborso di cassa (*) 9.425Interessenze di minoranza (15)

Totale valore dell'aggregazione 288.997

Provento da acquisizione 74.806

(*): Dettaglio corrispettivo acquisizione AcegasAps SpA

Fusione per incorporazione di AcegasAps Holding Srl in Hera SpA

Fair Value azioni ordinarie emesse 175.928Esborso di cassa 3.407

OPAS - I fase (art. 102 e 106, commi 1 e 2-bis, TUF)


OPAS - II fase (art. 108, comma 2, TUF)


OPAS - III fase (art. 111 e 108 comma 1, TUF)

Fair Value azioni ordinarie emesse 3.058Esborso di cassa 220

Totale fair value azioni ordinarie emesse 279.587Totale esborso di cassa 9.425

105



Riepilogo rettifiche

A partire dal 1° gennaio 2013 il gruppo Hera ha applicato il principio Ias 19 revised che prevede l’abolizione

del c.d. “metodo del corridoio” per la contabilizzazione degli utili e delle perdite attuariali. L’applicazione del

nuovo principio ha comportato la rettifica della situazione patrimoniale-finanziaria al 31 dicembre 2012 oltre

che del conto economico dei primi sei mesi dell’esercizio 2012. In particolare il “fondo trattamento di fine

rapporto ed altri benefici” è stato incrementato di 21.597 migliaia di euro in contropartita al “patrimonio netto”

per 17.521 migliaia di euro e alle “passività fiscali differite” per 4.076 migliaia di euro. Tali effetti

ricomprendono il beneficio rilevato nel conto economico dei primi sei mesi del 2012 tra i “costi del personale”

per 613 miglia di euro al netto del relativo effetto fiscale, contabilizzato tra le “imposte del periodo”, per 276

migliaia di euro.

Il conto economico dei primi sei mesi del 2012 è stato inoltre rettificato per tener conto della mancata

conclusione, per ragioni non direttamente imputabili alla società, dell’operazione di cessione dell’area Berti

Pichat. L’operazione aveva comportato l’iscrizione di una plusvalenza tra gli “altri ricavi operativi” per 6.625

migliaia di euro; in particolare, alla luce di tale rettifica, gli “altri ricavi operativi” sono stati decrementati di tale

importo, mentre l’utile netto dei primi sei mesi del 2012 risulta inferiore di 3.479 migliaia di euro al netto

dell’effetto fiscale, contabilizzato tra le “imposte dell’esercizio”, per 3.146 migliaia di euro. Sempre in

relazione a tale operazione, si segnala che essendo in corso le trattative con un nuovo potenziale

acquirente, una porzione dell’area Berti Pichat continua ad essere classificata tra le “attività non correnti

destinate alla vendita” anche nella situazione patrimoniale-finanziaria al 30 giugno 2013.

Di seguito sono riportate le tabelle del conto economico rettificato al 30 giugno 2012 e della situazione

patrimoniale-finanziaria al 31 dicembre 2012.

106



Conto economico rettificato al 30 giugno 2012

euro migliaianot

1° semestre 2012 pubblicato

ias 19R plus area berti1° semestre 2012

rettificato

Ricavi 2.298.917 2.298.917

Altri ricavi operativi 91.070 (6.625) 84.445

di cui non ricorrenti 6.625 (6.625) (0)

Consumi di materie prime e materiali di consumo (1.399.806) (1.399.806)

Costi per servizi (427.503) (427.503)

Costi del personale (192.797) 613 (192.184)

Ammortamenti accantonamenti e svalutazioni (151.550) (151.550)

Altre spese operative (19.337) (19.337)

Costi capitalizzati 13.057 13.057

Utile operativo 212.051 613 (6.625) 206.039

Quota di utili (perdite) di imprese collegate 2.897 2.897

Proventi finanziari 45.600 45.600

Oneri finanziari (110.268) (110.268)

Totale gestione finanziaria (61.771) 0 0 (61.771)

Utile prima delle imposte 150.280 613 (6.625) 144.268

Imposte dell'esercizio (66.833) (276) 3.146 (63.963)

Utile netto dell'esercizio 83.447 337 (3.479) 80.305

Attribuibile:

Azionisti della Controllante 76.943 318 (3.479) 73.782

Azionisti di minoranza 6.504 19 0 6.523

Utile per azione

di base 0,070 0,067

diluito 0,066 0,064

107



Situazione patrimoniale-finanziaria rettificato al 31 dicembre 2012

euro migliaia31/12/2012 pubblcato

ias 19R31-dic-2012

rettificato




-Riserva azioni proprie valore nominale (13.813) (13.813)

-Oneri per aumento capitale sociale 0,00 0

Riserve 540.138 -16.657 523.481

-Riserva azioni proprie valore eccedente il valore nominale (4.181) (4.181)

-Riserva per strumenti derivati valutati al fair value (5.993) (5.993)


Utile (perdita) del periodo 118.658 759 119.417

Patrimonio netto del Gruppo 1.751.884 -15.898 1.735.986

Interessenze di minoranza 142.978 (1.623) 141.355

Totale patrimonio netto 1.894.862 (17.521) 1.877.341


Finanziamenti – scadenti oltre l’esercizio successivo 33 2.440.994 2.440.994

Trattamento fine rapporto ed altri benefici 34 91.366 21.597 112.963


Passività fiscali differite 36 78.114 (4.076) 74.038

Debiti per locazioni finanziarie – scadenti oltre l’esercizio successivo 37 13.356 13.356


Totale passività non correnti 2.908.690 17.521 2.926.211

Passività correnti

Banche e finanziamenti – scadenti entro l’esercizio successivo 33 317.560 317.560

Debiti per locazioni finanziarie – scadenti entro l’esercizio successivo 37 3.767 3.767

Debiti commerciali 38 1.165.838 1.165.838


Altre passività correnti 40 350.060 350.060


Totale passività correnti 1.895.917 1.895.917

Passività non correnti destinate alla vendita 31 0 0

TOTALE PASSIVITA' 4.804.607 17.521 4.822.128

TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA' 6.699.469 0 6.699.469

108



Principi contabili, emendamenti ed interpretazioni applicati dal 1° gennaio 2013

A partire dal 1° gennaio 2013 risultano applicabili le seguenti modifiche ai principi contabili internazionali

emanate dallo IASB e recepite dall’Unione Europea:

Modifiche Ifrs 1 – Prima adozione degli International Financial Reporting Standards (Regolamento

1255/2012). Le modifiche prevedono semplificazioni per i neoutilizzatori e per le imprese che si sono trovate

nell’impossibilità di adottare i principi IFRS per effetto dell’iperinflazione.

Non sono previsti effetti sul bilancio del Gruppo a seguito dell’applicazione di tale modifica.

Modifiche allo Ias 1 – Presentazione del bilancio (Regolamento 475/2012). La modifica, emessa dallo Iasb

in data 16 giugno 2011, richiede l’aggregazione degli elementi del Conto economico complessivo in due

categorie, a seconda della natura degli stessi, ovvero che possano, nel futuro, essere riclassificati o meno

nel conto economico. L’applicazione è prevista con effetto retrospettivo.

Tale modifica non apporterà alcun effetto sulla valutazione delle poste di bilancio.

Modifiche allo Ias 19 – Benefici a dipendenti (Regolamento 475/2012). Le modifiche, emesse dallo Iasb in

data 16 giugno 2011, riguardano aspetti sostanziali quali: l’abolizione dell’opzione del “metodo del corridoio”

per la contabilizzazione degli utili e perdite attuariali; la presentazione e la contabilizzazione delle variazioni

delle attività e delle passività relative a piani di benefici ai dipendenti nel conto economico e nel conto

economico complessivo; il rafforzamento dei requisiti informativi circa le caratteristiche dei piani di benefici

ed i rischi a cui è esposta l’entità. Le modifiche sono applicabili con effetto retrospettivo.

Avendo il Gruppo applicato fino al 31 dicembre 2012 il “metodo del corridoio”, come previsto dallo Ias 8

“Principi contabili, Cambiamenti nelle stime contabili ed Errori” si è proceduto a rettificare i saldi d’apertura

delle componenti patrimoniali e conseguentemente gli altri importi comparativi. Si rimanda al paragrafo

“Riepilogo rettifiche” delle presenti note per l’analisi degli effetti che tale modifica ha comportato sulle poste

di bilancio del Gruppo.

Modifica allo Ias 32 – Strumenti finanziari: esposizione nel bilancio e informazioni integrative e modifica

all’Ifrs 7 – Strumenti finanziari: informazioni integrative (Regolamento 1256/2012). La modifica, emessa

dallo Iasb in data 16 dicembre 2011, riguarda le regole di compensazione (offsetting) di attività e passività

finanziarie ed i relativi obblighi informativi nell’ambito di determinati strumenti finanziari. Relativamente allo

Ias 32, le modifiche sono applicabili, retroattivamente, a partire dal 1° gennaio 2014. Relativamente all’Ifrs 7,

le modifiche entrano in vigore a partire dal 1° gennaio 2013. L’informativa richiesta deve essere

fornita retroattivamente.

Ifrs 13 – Valutazione al fair value (Regolamento 1255/2012). Emanato dallo Iasb in data 12 maggio 2011

definisce il concetto di fair value, fornisce una guida per la sua determinazione ed introduce un’informativa

qualitativa e quantitativa comune a tutte le poste di bilancio valutate al fair value, al fine di garantire

maggiore coerenza e ridurre la complessità. L’applicazione è stata prevista con effetto prospettico e

attualmente non ha comportato effetti di rilievo sul bilancio del Gruppo.

Ifric 20 – “Costi di rimozione del terreno sovrastante le miniere a cielo aperto” (Regolamento 1255/2012).

L’interpretazione, pubblicata dallo IASB in data 19 ottobre 2011, è applicabile con effetto prospettico e non

risulta applicabile al settore in cui il Gruppo opera e conseguentemente non comporterà effetti sul bilancio.

109



Modifiche all’ Ifrs 1 – Prima adozione dei Principi Contabili Internazionali: Contributi pubblici (Regolamento

183/2013). Documento emesso dallo Iasb in data 19 marzo 2011. Con riferimento ai prestiti concessi

all’entità, da parte di un soggetto pubblico, ad un tasso inferiore a quello di mercato, la modifica consente ad

un neo-utilizzatore di applicare il principio Ias 20 prospetticamente, non modificando il valore di iscrizione

iniziale del debito stesso se questo non era stato contabilizzato conformemente allo Ias 39.

In data 17 maggio 2012 l'International Accounting Standards Board (Iasb) ha pubblicato “Miglioramenti agli

International Financial Reporting Standard (2009-2011 Cycle)”, successivamente adottato dall’Unione

Europea con il Regolamento 301/2013. Tali miglioramenti comprendono modifiche ai seguenti principi

contabili internazionali esistenti:

Improvement Ifrs 1 – First-Time Adoption of International Financial Statements: Applicazione

ripetuta. Viene chiarito che è necessario applicare nuovamente l’Ifrs 1 in caso di nuova transizione

agli Ifrs se precedentemente l’entità era tornata ad applicare principi contabili diversi.

Improvement Ifrs 1 – First-Time Adoption of International Financial Statements: Oneri finanziari

capitalizzati. Si chiarisce che un’entità, alla data di transizione, può mantenere iscritti gli oneri

finanziari capitalizzati nel valore di un asset e successivamente alla transizione stessa dovrà essere

applicato lo IAS 23.

Improvement Ias 1 – Presentation of Financial Statements: Informazioni comparative. Viene chiarito

che le informazioni comparative addizionali devono essere presentate in accordo con gli Ias/Ifrs.

Inoltre, nel caso di modifiche retrospettive, l’entità deve presentare uno stato patrimoniale all’inizio

del periodo comparativo (terzo stato patrimoniale), senza fornire informativa completa per tale nuovo

schema, ma soltanto per le voci interessate.

Improvement Ias 16 – Property, Plant & Equipment: Classificazione dei servicing equipment. Viene

chiarito che i servicing equipment devono essere classificati nella voce Immobili, impianti e

macchinari se utilizzati per più di un esercizio, nelle rimanenze di magazzino se utilizzati per un solo

esercizio.

Improvement Ias 32 – Financial Instruments Presentation: Imposte dirette sulle distribuzioni ai

possessori di strumenti di capitale e sui costi di transazione sugli strumenti di capitale. Si chiarisce

che le imposte dirette relative a tali fattispecie sono soggette ai dettami del principio Ias 12.

Improvement Ias 34 – Interim Financial Reporting: Totale delle attività per un segmento. Viene

chiarito che il totale delle attività deve essere inserito solo se è un’informazione utilizzata dal

management e si è verificata una variazione del totale per segmento rispetto all’ultimo bilancio

annuale.

Non sono previsti effetti sul bilancio del Gruppo a seguito dell’applicazione di tali modifiche.

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 2014 risulteranno applicabili obbligatoriamente i seguenti principi contabili e

modifiche di principi contabili, avendo anch’essi già concluso il processo di endorsement comunitario:

Ifrs 10 – Bilancio consolidato (Regolamento 1254/2012). Pubblicato dallo Iasb in data 12 maggio 2011,

sostituisce lo Ias 27 “Bilancio consolidato e separato” e il Sic 12 “Consolidamento – Società a destinazione

specifica (società veicolo)”. Il nuovo principio introduce una nuova definizione di controllo, esplicita il

concetto di controllo di fatto (controllo con meno della maggioranza dei diritti di voto) e chiarisce il legame tra

controllo e rapporto di agenzia. L’applicazione è prevista con effetto retrospettivo.

Il Gruppo sta attualmente valutando i potenziali effetti sul bilancio consolidato derivanti dall’adozione di tale

principio.

110



Ifrs 11 – Accordi congiunti (Regolamento 1254/2012). Pubblicato dallo Iasb in data 12 maggio 2011,

sostituisce lo Ias 31 “Partecipazioni in joint venture” e il Sic 13 “Imprese a controllo congiunto – Conferimenti

in natura da parte dei partecipanti al controllo”. Il nuovo principio prevede la distinzione tra joint operation

(gestione congiunta) e joint venture, ponendo l’attenzione su diritti e obblighi dei partecipanti, piuttosto che

sulla forma legale dell’accordo. Viene inoltre abolito il metodo di consolidamento proporzionale nel caso di

joint venture. L’applicazione è prevista con effetto retrospettivo.


principio.

Ifrs 12 – Informativa riguardante partecipazioni in altre imprese (Regolamento 1254/2012). Emanato dallo

Iasb in data 12 maggio 2011, è un principio di nuova introduzione che deve essere applicato quando

un’entità ha interessenze in controllate, accordi congiunti, collegate, entità strutturate non consolidate. Viene

richiesto di fornire informativa sui giudizi e le assunzioni significative effettuate per determinare l’esistenza

del controllo, controllo congiunto o collegamento.


principio.

Ias 27 Revised – Bilancio separato (Regolamento 1254/2012). Principio emendato dallo Iasb in data 12

maggio 2011, per effetto dell’emissione dell’Ifrs 10, l’ambito di applicazione dello Ias 27 è limitato al solo

bilancio separato. Il principio disciplina il trattamento contabile di partecipazioni in controllate, collegate e

joint venture nei bilanci separati.

Ias 28 Revised – Partecipazioni in imprese collegate e joint venture (Regolamento 1254/2012). Principio

emendato dallo Iasb in data 12 maggio 2011, per effetto dell’emissione dell’Ifrs 10 e dell’Ifrs 11, disciplina la

contabilizzazione di partecipazioni in collegate e joint venture ed i criteri per l’applicazione del metodo del

patrimonio netto.

Modifiche a Ifrs 10, Ifrs 11 e Ifrs 12 – Guida alla transizione (Regolamento 313/2013). Il documento,

pubblicato dallo Iasb in data 28 giugno 2012, chiarisce il momento di prima applicazione del principio Ifrs 10

e fornisce una serie di indicazioni operative nel caso in cui l’applicazione dell’Ifrs 10 determini l’ingresso o

l’uscita di entità dall’area di consolidamento. Vengono inoltre introdotte semplificazioni con riferimento

all’applicazione iniziale dell’Ifrs 11 e dell’Ifrs 12.

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

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

dal Ifrs IC):

Ifrs 9 – Strumenti finanziari. Principio pubblicato dallo Iasb in data 12 novembre 2009 e successivamente

emendato. Il principio, la cui applicazione è stata posticipata al 1° gennaio 2015, fa parte di un ampio

progetto suddiviso in fasi finalizzato alla sostituzione dello Ias 39. Esso introduce nuovi criteri di

classificazione delle attività e passività finanziarie, per l’eliminazione (derecognition) delle attività finanziarie

e per la gestione e contabilizzazione delle operazioni di copertura.

111



Modifiche a Ifrs 10, Ifrs 12 e Ias 27 – Investment Entities. Modifiche emesse dallo Iasb in data 31 ottobre

2012. Il documento introduce l’esenzione per le entità che valutano i propri investimenti al fair value

(Investment entities) dagli obblighi di consolidamento previsti dall’Ifrs 10, poiché il board ha ritenuto che per

tali imprese l’informativa derivante dalla valutazione a fair value degli investimenti è maggiormente

significativa rispetto a quella derivante dal consolidamento delle attività e passività. Viene inoltre chiarito che

una investment entity non deve applicare l’Ifrs 3 al momento dell’acquisizione del controllo di un’entità, ma

procedere alla valutazione al fair value come previsto dall’Ifrs 9 o dallo Ias 39. Vengono infine fornite

indicazioni sul trattamento nel bilancio separato e sulla tipologia di informativa da fornire.

Modifiche allo IAS 36 – Recoverale Amount Disclosures for Non-Financial Assets. Modifiche emesse dallo

Iasb in data 29 maggio 2013 ed applicabili retrospettivamente a partire dagli esercizi che iniziano il 1°

gennaio 2014. Il documento stabilisce che l’obbligo di informativa circa il valore recuperabile delle attività o

delle CGU sussiste solamente nei casi in cui sia stato contabilizzato un impairment o un reversal di una

precedente svalutazione. Esso fornisce inoltre chiarimenti in merito all’informativa da rendere in caso di

impairment di attività, quando il valore recuperabile è stato determinato utilizzando la metodologia del fair

value al netto dei costi di vendita.

Modifiche allo IAS 39 – Novazione di derivati e continuazione dell’hedge accounting. Modifiche emesse

dallo Iasb in data 27 giugno 2013 ed applicabili retrospettivamente a partire dagli esercizi che iniziano il 1°

gennaio 2014, con adozione anticipata consentita. Il documento indica alcune esenzioni ai requisiti

dell’hedge accounting definiti dallo IAS 39 nella circostanza in cui un derivato in essere debba essere

sostituito con un nuovo derivato che abbia per legge o regolamento direttamente o indirettamente una

controparte centrale. In particolare tale documento riconosce che la novazione di uno strumento derivato di

copertura non dovrebbe essere considerato come una scadenza o termine dello strumento, generando

l’interruzione prospettica dell’hedge accounting, se alcune specifiche condizioni sono rispettate.

Ifric 21 – Levies. Interpretazione emessa dall’Ifrs IC il 20 maggio 2013 ed applicabile retroattivamente a

partire dagli esercizi che iniziano il 1° gennaio 2014 o successivamente. L’interpretazione è stata emanata

per identificare la modalità di contabilizzazione dei “levies” (i.e. tributi), vale a dire pagamenti ad un ente

governativo per i quali l’entità non riceve specifici beni o servizi. Il documento identifica diverse tipologie di

tributi chiarendo quale evento fa sorgere l’obbligazione che determina a sua volta, ai sensi dello Ias 37, la

contabilizzazione di una passività.

112



4 Ricavi

1° semestre 2013 1° semestre 2012 Variazioni

Ricavi delle vendite e delle prestazioni 2.425.653 2.297.740 127.913

Variazione dei lavori in corso su ordinazione 3.564 1.209 2.355

Variazioni delle rimanenze di prodotti in corso di lavorazione, semilavorati e finiti e dei lavori in corso

196 (32) 228

Totale 2.429.413 2.298.917 130.496

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.

113



5 Altri ricavi operativi


Commesse a lungo termine 61.179 55.378 5.801

Certificati bianchi 12.934 6.541 6.393

Contributi in conto esercizio e da raccolta differenziata 11.746 8.912 2.834

Utilizzo e riaccertamento di fondi 4.475 2.146 2.329

Rimborso di costi 4.250 1.688 2.562

Quote contributi in conto impianto 3.320 2.066 1.254

Rimborsi assicurativi 3.077 1.224 1.853

Locazioni 1.182 801 381

Vendite materiali e scorte a terzi 963 292 671

Plusvalenze da cessione di beni 98 161 (63)

Certificati grigi 0 708 (708)

Altri ricavi 4.237 4.528 (291)

Totale 107.461 84.445 23.016

Di seguito sono commentate le variazioni più significative rispetto al periodo precedente.

“Commesse a lungo termine”, comprendono i ricavi generati dalla costruzione, o miglioramento, delle

infrastrutture detenute in concessione in applicazione dell’interpretazione Ifric 12. La variazione rispetto al

periodo precedente è dovuta a minori investimenti rispetto al 1° semestre 2012 (8.671 migliaia di euro) e ad

un incremento per effetto del consolidamento del Gruppo AcegasAps (14.472 migliaia di euro). Si rinvia ai

commenti di maggior dettaglio nella relazione sulla gestione.

“Certificati bianchi” e “Certificati grigi”, evidenziano i ricavi consuntivati nei confronti della Cassa Conguaglio

del Settore Elettrico a seguito del raggiungimento degli obiettivi di efficienza energetica (certificati bianchi) e

nei confronti del Ministero dell’Ambiente (certificati grigi). La variazione relativa ai certificati grigi è relativa

principalmente all’impianto di cogenerazione di Casalegno così come previsto dalla vigente normativa (D.L.

20/05/2010 n.72, convertito con Legge 19/07/2010, n.111).

“Contributi in conto esercizio e da raccolta differenziata”. I contributi in conto esercizio, pari a 2.165 migliaia

di euro (2.364 migliaia di euro nel 1° semestre 2012), sono costituiti principalmente da incentivi riconosciuti

dal GSE per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili.

I contributi da raccolta differenziata, pari a 9.581 migliaia di euro (6.548 migliaia di euro nel 1° semestre

2012), sono costituiti principalmente dal valore degli imballaggi (cartone, ferro, plastica e vetro) ceduti ai

consorzi di filiera Conai.

L’incremento è dovuto all’effetto combinato di quanto segue:

maggiori quantitativi di imballaggi di carta, 248 migliaia di euro;

minori quantitativi di imballaggi di cartone, 76 migliaia di euro;

maggiori ricavi da “lavorazione cartone in piattaforma”, 363 migliaia di euro;

maggiori quantitativi di imballaggi in ferro, plastica e vetro, 912 migliaia di euro;

oltre all’incremento dovuto per effetto del consolidamento del Gruppo AcegasAps per 1.565 migliaia di euro.

114



“Utilizzo e riaccertamento di fondi”, comprende principalmente:

l’utilizzo per costi di manodopera, smaltimento percolato e ore mezzi relativi alle discariche del

Gruppo (3.466 migliaia di euro, contro i 1.468 migliaia di euro nel 1° semestre 2012);

riaccertamento del fondo rischi diversi, in relazione alla chiusura di un contenzioso per l’utilizzo dei

pozzi geotermici nel Territorio di Ferrara, 510 migliaia di euro;

riaccertamento del fondo rischi diversi, in relazione a quote di ecotassa per gli anni 2006 e 2007

relative alla Discarica di Ravenna, 101 migliaia di euro.

oltre a quanto riveniente dal Gruppo AcegasAps per 362 migliaia di euro.

“Rimborso di costi”, si tratta dei rimborsi percepiti da società o enti in relazione a personale distaccato e da

recupero spese da clienti. La variazione rispetto al periodo precedente è da attribuire interamente al

consolidamento del Gruppo AcegasAps.

“Rimborsi assicurativi“, evidenziano una variazione in aumento di 1.853 migliaia di euro. In particolare:

882 migliaia di euro sono relativi al risarcimento di danni causati a strutture e impianti di proprietà

situati nel territorio di Modena, Ferrara e Bologna a seguito degli eventi sismici del 20 e 29 maggio

2012;

150 migliaia di euro sono relativi al risarcimento dei danni conseguenti all’allagamento del

Depuratore delle acque reflue sito in Cesenatico;

933 migliaia di euro derivanti dal consolidamento del Gruppo AcegasAps.

“Altri ricavi”, comprendono principalmente il recupero di costi per prestazioni di servizi ambientali, relativi al

settore elettrico e gas e cessione diritti di fibra ottica.

115



6 Consumi di materie prime e materiali di consumo


Metano destinato alla vendita, gpl, metano ad uso industriale al netto delle variazioni delle scorte

660.363 692.704 (32.341)

Energia elettrica destinata alla vendita 575.629 635.226 (59.597)

Materiali per la manutenzione al netto delle variazioni delle scorte

30.219 22.124 8.095

Energia elettrica ad uso industriale 18.145 14.556 3.589

Acqua 17.923 18.574 (651)

Combustibili, carburanti e lubrificanti 8.696 8.132 564

Certificati bianchi, grigi e verdi 7.341 21.378 (14.037)

Prodotti chimici 6.663 7.214 (551)

Oneri e proventi da derivati 5.703 (9.351) 15.054

Combustibili gestione calore 3.603 3.264 339

Materiali di consumo e vari 748 5.746 (4.998)

Oneri e proventi da valutazione certificati (4.211) (19.761) 15.550

Totale 1.330.822 1.399.806 (68.984)

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 23 della situazione patrimoniale finanziaria.

Di seguito sono commentate le variazioni più significative rispetto al periodo precedente.

“Materiali per la manutenzione al netto delle variazioni delle scorte”, presentano un incremento rispetto al 1°

semestre 2012 dovuto interamente al consolidamento del Gruppo AcegasAps.

“Certificati bianchi, grigi e verdi”, include il costo di acquisto dei certificati bianchi, grigi e verdi sostenuto nel

1° semestre 2013. In particolare:

4.197 migliaia di euro per certificati bianchi (4.280 migliaia di euro nel 1° semestre 2012);

975 migliaia di euro per certificati grigi (2.660 migliaia di euro nel 1° semestre 2012);

2.169 migliaia di euro per certificati verdi (14.438 migliaia di euro nel 1° semestre 2012).

La variazione rispetto al periodo precedente è da ricondursi alle differenti dinamiche d’approvvigionamento

a fronte delle necessità di certificati da parte del Gruppo.

“Oneri e proventi da valutazione certificati”, accoglie la valutazione dei certificati in magazzino, in particolare:

976 migliaia di euro oneri per certificati bianchi (nessun certificato nel 1° semestre 2012);

6.471 migliaia di euro proventi per certificati verdi (20.621 migliaia di euro nel 1° semestre 2012);

1.284 migliaia di euro oneri per certificati grigi (860 migliaia di euro nel 1° semestre 2012).

116



7 Costi per servizi


Spese per lavori e manutenzioni 119.499 103.884 15.615

Vettoriamento e stoccaggio 115.620 108.933 6.687

Servizi di trasporto, smaltimento e raccolta rifiuti 97.161 82.158 15.003

Canoni corrisposti ad enti locali 37.635 36.698 937

Affitti e locazioni passive 13.534 10.690 2.844

Prestazioni professionali, legali,tributarie e organizzative 12.169 11.410 759

Assicurazioni 10.787 6.827 3.960

Servizi informativi ed elaborazione dati 9.882 9.224 658

Selezione personale, formazione ed altre spese del personale 7.986 6.251 1.735

Postali, recapiti e telefonici 7.721 7.824 (103)

Servizi tecnici 7.054 5.944 1.110

Oneri e commissioni per servizi bancari 6.701 5.250 1.451

Trasporti 5.523 2.314 3.209

Annunci, avvisi legali e finanziari, comunicazione ai clienti 4.018 2.017 2.001

Compensi a Sindaci e amministratori 3.653 2.809 844

Servizi di pulizia e vigilanza 3.561 2.993 568

Letture contatori 2.271 2.185 86

Analisi di laboratorio 2.084 2.164 (80)

Canoni passivi 1.732 1.887 (155)

Utenze 1.329 1.010 319

Altri costi per servizi 26.854 15.031 11.823

Totale 496.774 427.503 69.271

Di seguito si commentano le variazioni più significative rispetto all’esercizio precedente.

“Spese per lavori e manutenzioni”. Tale voce comprende i costi afferenti la costruzione, o il miglioramento,

delle infrastrutture detenute in concessione in applicazione dell’interpretazione Ifric 12. La variazione

rispetto al periodo precedente è dovuta all’effetto combinato di:

- incremento per effetto del consolidamento del Gruppo AcegasAps, 21.842 migliaia di euro oltre ad

una

- riduzione degli investimenti per 6.227 migliaia di euro come dettagliatamente commentata nella

relazione sulla gestione.

“Vettoriamento e stoccaggio”, l’incremento è interamente ascrivibile al consolidamento delle società di

distribuzione e di vendita del Gruppo AcegasAps.

“Servizi di trasporto, smaltimento e raccolta rifiuti”, l’incremento è imputabile alla variazione dell’area di

consolidamento delle società: Feronia Srl, Energonut Spa (consolidate integralmente nel corso del semestre

2012), oltre che del Gruppo AcegasAps (12.754 migliaia di euro) e all’attivazione di servizi aggiuntivi di

raccolta rifiuti e spazzamento finalizzati alla realizzazione di una maggiore percentuale di raccolta

differenziata. “Canoni corrisposti a enti locali”, comprendono gli oneri sostenuti per l’utilizzo delle reti di

proprietà pubblica, i canoni corrisposti alle società degli assets per l’affitto di beni del ciclo gas, idrico ed

117



elettrico ed i canoni di locazione delle isole ecologiche. La variazione rispetto al 1° semestre 2012 è da

attribuire al consolidamento del Gruppo AcegasAps (902 migliaia di euro).

“Assicurazioni”, la variazione è imputabile principalmente al consolidamento del Gruppo AcegasAps (2.432

migliaia di euro).

“Selezione personale, formazione ed altre spese del personale”, la variazione è imputabile principalmente al

consolidamento del Gruppo AcegasAps (1.308 migliaia di euro).

“Postali, recapiti e telefonici”, la variazione è imputabile ad un effetto combinato di:

- incremento di costi a seguito del consolidamento del Gruppo AcegasAps (1.299 migliaia di euro)

- decremento di costi sostenuti per servizi postali in genere a seguito di una graduale sostituzione di

fornitori con altri economicamente più vantaggiosi (1.402 migliaia di euro).

“Oneri e commissioni per servizi bancari”, la variazione è imputabile principalmente al consolidamento del

Gruppo AcegasAps (974 migliaia di euro).

“Annunci, avvisi legali e finanziari, comunicazione ai clienti”, l’incremento è imputabile principalmente al

consolidamento del Gruppo AcegasAps (1.284 migliaia di euro) oltre ad un aumento delle attività di

advertising rispetto al 1° 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. La variazione rispetto al 1° semestre 2012 è principalmente da

attribuire al consolidamento del Gruppo AcegasAps (830 migliaia di euro).

“Altri costi per servizi”, la variazione è imputabile principalmente a:

- incremento di costi per attività commerciali e di vendita relativi ai servizi energetici (2.804 migliaia di

euro);

- consolidamento del Gruppo AcegasAps (8.946 migliaia di euro).

118



8 Costi del personale


Salari e stipendi 174.419 136.102 38.317

Oneri sociali 57.814 45.048 12.766

Trattamento di fine rapporto e altri benefici 845 226 619

Altri costi 13.367 10.808 2.559

Totale 246.445 192.184 54.261

L’incremento del costo del lavoro è riconducibile principalmente al consolidamento del Gruppo AcegasAps

(48.859 migliaia di euro) e di Energonut Spa (935 migliaia di euro), oltre all’evoluzione delle dinamiche

contrattuali.

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


Dirigenti 153 130 23

Quadri 452 356 96

Impiegati 4.259 3.391 868

Operai 3.502 2.638 864

Numero medio 8.366 6.515 1.851

Il numero medio dei dipendenti si incrementa di 1.851 unità per effetto principalmente del consolidamento

del Gruppo AcegasAps (1.794 unità medie) e di Energonut Spa (26 unità medie).

Complessivamente, il costo del lavoro medio pro-capite nel 1° semestre 2013 è risultato pari a 29,8 migliaia

di euro (30 migliaia di euro nel 1° semestre 2012).

Si precisa che relativamente alle società consolidate proporzionalmente, nella determinazione del costo del

lavoro medio pro-capite, il numero medio dei dipendenti viene assunto secondo le percentuali di possesso

delle rispettive società.

Al 30 giugno 2013 il numero effettivo dei dipendenti è pari a 8.360 unità (6.494 unità al 30 giugno 2012).

119



9 Ammortamenti accantonamenti e svalutazioni


Ammortamento immobilizzazioni materiali 79.660 65.754 13.906

Ammortamento immobilizzazioni immateriali 70.594 50.164 20.430

Accantonamenti al fondo svalutazione crediti 29.504 23.108 6.396

Accantonamenti per rischi e oneri 18.906 12.524 6.382

Totale 198.664 151.550 47.114

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.

In questa sede si segnala che l’incremento degli ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni è dovuto

principalmente alla variazione dell’area di consolidamento relativa a:

Gruppo AcegasAps, 34.823 migliaia di euro;

Energonut Spa, 3.394 migliaia di euro;

Feronia Srl, 909 migliaia di euro.

120



10 Altre spese operative


Imposte diverse da quelle sul reddito 7.070 4.809 2.261

Tributo speciale discariche 4.110 5.217 (1.107)

Canoni demaniali 3.710 1.760 1.950

Contributi associativi e altri contributi 1.926 1.517 409

Minusvalenza su cessioni di beni 492 458 34

Altri oneri minori 7.984 5.576 2.408

Totale 25.292 19.337 5.955

Di seguito si commentano le variazioni più significative rispetto al 1° semestre 2012.

“Imposte diverse da quelle sul reddito”, l’incremento rispetto al 1° semestre 2012 è dovuto principalmente a:

maggiori costi per Tares rispetto alla precedente Tia, 245 migliaia di euro;

maggiori costi per Imu (imposta municipale unica), 167 migliaia di euro; nel 1° semestre 2012 (primo

anno di applicazione dell’imposta) la prima rata di acconto è stata calcolata con aliquota fissa

rispetto alla seconda rata determinata in base alle aliquote deliberate dai Comuni;

variazione area di consolidamento relativa al Gruppo AcegasAps, 1.259 migliaia di euro di cui 498

migliaia di euro per Imu e 761 migliaia di euro per altre imposte minori: bollo, registro, accise.

“Tributo speciale discariche”, si riferisce al pagamento dell’ecotassa sulle discariche gestite dal Gruppo e

corrisponde all’ecotassa di competenza del 1° semestre 2013. La diminuzione riflette minori quantitativi

smaltiti in discarica.

“Canoni demaniali”, l’incremento rispetto al 1° semestre 2012 è imputabile principalmente ai maggiori canoni

versati alla Provincia di Pesaro per la riscossione di tributi (528 migliaia di euro), oltre all’effetto del

consolidamento del Gruppo AcegasAps (1.320 migliaia di euro).

“Minusvalenza su cessioni di beni”, generata principalmente dalle seguenti dismissioni:

di mezzi, cassonetti e attrezzature per 128 migliaia di euro (64 migliaia di euro nel 1° semestre

2012);

impiantistica varia per 206 migliaia di euro.

Tra gli “Altri oneri minori”, si segnalano le seguenti variazioni:

decremento degli oneri di utilità sociale; al riguardo si segnala, nel 1° semestre 2012, l’adesione da

parte della capogruppo alla raccolta fondi istituita dalla Regione Emilia Romagna a favore delle

popolazioni colpite dal sisma del maggio 2012;

decremento degli oneri per contributi riconosciuti a clienti disagiati del settore idrico a seguito

dell’applicazione del nuovo metodo tariffario che non prevede per l’anno 2013 lo stanziamento di

costi a tali fini;

incremento degli altri costi correnti principalmente per maggiori indennità risarcitorie ai clienti del

settore idrico a seguito del nuovo contratto assicurativo rct con decorrenza 1° luglio 2012;

incremento per effetto del consolidamento del Gruppo AcegasAps, 1.458 migliaia di euro. Tale voce

include rimborsi di danni, sanzioni, penali ed altri oneri di gestione.

121



11 Costi capitalizzati


Incrementi delle immobilizzazioni per lavori interni 7.764 13.057 (5.293)

Totale 7.764 13.057 ( 5.293)

Gli “incrementi delle immobilizzazioni per lavori interni” comprendono principalmente la manodopera 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 1° semestre 2012. Per

l’analisi degli investimenti si rinvia alle note di commento all’attivo della situazione patrimoniale-finanziaria e

alla relazione sulla gestione.

122



12 Quota di utili (perdite) d’imprese collegate


Quote di utili 4.377 3.189 1.188

Quote di perdite (1.277) (292) (985)

Totale 3.100 2.897 203

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 2012 si segnalano le principali

variazioni:

Aimag Spa, 1.717 migliaia di euro (1.070 migliaia di euro nel 1° semestre 2012);

Sgr Spa, 1.855 migliaia di euro (1.810 migliaia di euro nel 1° semestre 2012);

Set Spa, 571 migliaia di euro (144 migliaia di euro nel 1° semestre 2012);

FlamEnergy Trading Gmbh, 159 migliaia di euro (116 migliaia di euro nel 1° semestre 2012).

La “Quota di perdite” si riferisce alle seguenti società:

Tamarete Energie Srl, 1.207 migliaia di euro (193 migliaia di euro nel 1° semestre 2012);

Refri Srl, 56 migliaia di euro (99 migliaia di euro nel 1° semestre 2012);

Q.Thermo Srl, 14 migliaia di euro.

La “Quota di perdite” della società Refri Srl, è riferita al bilancio della società al 31 dicembre 2012 reso

disponibile dopo l’approvazione del bilancio del Gruppo Hera.

123



13 Proventi e oneri finanziari

Proventi finanziari 1° semestre 2013 1° semestre 2012 Variazioni

Proventi da valutazione a fair value di passività finanziarie 37.015 3.274 33.741

Derivati su tassi 18.464 35.544 (17.080)

Banche 3.755 3.076 679

Clienti 3.041 2.459 582

Plusvalenze su partecipazioni e dividendi da altre imprese 235 106 129

Altri proventi finanziari 2.008 1.141 867

Totale 64.518 45.600 18.918

Oneri finanziari 1° semestre 2013 1° semestre 2012 Variazioni

Prestiti obbligazionari 55.896 48.147 7.749

Derivati su tassi 52.292 24.418 27.874

Mutui passivi 8.671 5.746 2.925

Oneri finanziari da factoring 7.545 5.213 2.332

Attualizzazione di fondi e leasing finanziari 7.339 7.015 324

Scoperti di conto corrente 3.941 1.661 2.280

Minusvalenze su partecipazioni 688 66 622

Svalutazioni attività finanziarie 8 350 (342)

Oneri da valutazione a fair value di passività finanziarie - 16.814 (16.814)

Altri oneri finanziari 2.098 838 1.260

Totale 138.478 110.268 28.210

La variazione della gestione finanziaria nel suo complesso è commentata nella relazione sulla gestione.

Per le voci “Proventi e oneri da valutazione a fair value di passività finanziarie” e “Derivati su tassi” si rinvia

alla nota 23 della situazione patrimoniale-finanziaria.

Per quanto concerne la variazione delle voci più significative rispetto al periodo precedente si segnala

quanto segue.

Gli oneri finanziari relativi ai prestiti obbligazionari sono costituiti per:

50.401 migliaia di euro da oneri effettivamente corrisposti (42.583 migliaia di euro nel 1° semestre

2012);

5.495 migliaia di euro da oneri generati dalla valutazione di tali passività finanziarie al costo

ammortizzato (5.564 migliaia di euro nel 1° semestre 2012).

Per un dettaglio dei prestiti obbligazionari si rimanda alla nota 33 “ Banche e finanziamenti a medio/lungo e a

breve termine”.

“Oneri finanziari da factoring”, si riferiscono a oneri finanziari su factoring e cartolarizzazioni relativi all’attività

di cessione di crediti volti ad ottimizzare la gestione del capitale circolante del Gruppo. La variazione rispetto

al 1° semestre 2012 è interamente attribuibile all’apporto del Gruppo AcegasAps.

124



“Mutui passivi”, l’incremento rispetto al 1° semestre 2012 è relativo a nuovi mutui stipulati nel 2013 da parte

della capogruppo oltre che all’apporto del Gruppo AcegasAps per 2.193 migliaia di euro. Anche in questo

caso si rinvia alla nota 32 della situazione patrimoniale-finanziaria.

“Minusvalenze su partecipazioni”, di seguito la composizione della voce:

537 migliaia di euro, a seguito della dismissione dei servizi cimiteriali e funerari. Al riguardo si

segnala che in data 1° agosto 2013 si è conclusa la procedura ad evidenza pubblica indetta dal

Comune di Bologna e volta alla selezione di un partner privato per la gestione di tali servizi.

L’accordo intervenuto con il Comune di Bologna prevede il trasferimento allo stesso Comune delle

partecipazioni detenute dalla capogruppo in Hera Servizi Cimiteriali Srl ed Hera Servizi Funerari Srl;

138 migliaia di euro, a seguito della cessione della partecipazione nella società Refri Srl, società

operante nel settore dei RAEE, a Unieco Costruzioni Meccaniche Srl, sulla base dell’accordo firmato

il 19 giugno 2013;

13 migliaia di euro, rilevazione della minusvalenza contabilizzata a seguito della cessione della

partecipazione detenuta in Modena Formazione Srl, società operante nel settore della formazione

professionale.

“Plusvalenze su partecipazioni e dividendi da altre imprese”:

85 migliaia di euro per dividendi percepiti dalla società Service Imola Srl e Banca di Credito

Cooperativo;

150 migliaia di euro per dividendi percepiti dal Centro Idrico Novoledo (società acquisita con

l’operazione di integrazione del Gruppo AcegasAps Aps).

La voce “Attualizzazione di fondi e leasing finanziari” è così composta:


Post mortem discariche 3.780 2.789 991

Trattamento di fine rapporto e altri benefici ai dipendenti 1.913 2.095 (182)

Ripristino beni di terzi 1.158 1.991 (833)

Leasing finanziari 418 140 278

Smantellamento impianti 70 - 70

Totale 7.339 7.015 324

L’incremento degli oneri finanziari relativi all’attualizzazione dei fondi post mortem discariche è dovuto

prevalentemente ai maggiori utilizzi registrati nel periodo rispetto ai flussi di cassa previsti dalle perizie.

Il decremento degli oneri finanziari relativi al “Ripristino beni di terzi” è imputabile al termine delle concessioni

relative al servizio gas nella provincia di Ravenna e del servizio idrico nella provincia di Rimini.

Per quanto riguarda gli “Altri oneri finanziari”, la voce si incrementa rispetto al 1° semestre 2012

principalmente per l’apporto del Gruppo AcegasAps, che ricomprende in tale voce gli oneri finanziari, per la

parte non elisa, su finanziamenti erogati a favore di società del gruppo consolidate proporzionalmente, oltre

agli interessi sul debito finanziario a tasso fisso sorto a seguito del trasferimento in capo al Comune di

Trieste della gestione della Cassa Pensioni Comunale di AcegasAps Spa.

125



14 Altri ricavi non operativi


Altri ricavi non operativi non ricorrenti 74.806 - 74.806

Totale 74.806 - 74.806

Per il commento si rinvia all’apposito paragrafo “variazione area di consolidamento” nella tabella “Tabella

riepilogativa degli effetti maturati in sede di Business Combination di cui alla parte introduttiva delle presenti

note.

126



15 Imposte del periodo

La composizione della voce è la seguente:


Imposte correnti (Ires, Irap e Imposta sostitutiva) 83.837 72.508 11.329

Imposte differite 268 (674) 942

Imposte anticipate (6.393) (7.871) 1.478

Totale 77.712 63.963 13.749

Le imposte di periodo sono pari a 77.712 migliaia di euro rispetto alle 63.963 del 1° semestre 2012.

La composizione delle imposte correnti è la seguente:

Imposte correnti 1° semestre 2013 1° semestre 2012 Variazioni

Ires 61.821 56.157 5.664

Irap 21.855 16.190 5.665

Imposta sostitutiva "scissione perimetro" 161 161 0

83.837 72.508 11.329

Il tax rate del 1° semestre 2013, calcolato senza ricomprendere l’effetto straordinario generato dalla voce

“Altri ricavi non operativi non ricorrenti” è pari al 44,21% rispetto al 44,34% del 1° semestre 2012.

Nella determinazione delle imposte dell’esercizio si sono tenuti in debita considerazione gli effetti derivanti

dalla riforma fiscale Ias introdotte 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 disposizione del Tuir, “i criteri di qualificazione, imputazione temporale e classificazione in

bilancio previsti da detti principi contabili”.

127



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 recupero non è

stato contabilizzato alcun costo, e alla data del 31 dicembre 2011 i residui crediti da incassare, in relazione a

tutti i pagamenti effettuati da Hera spa per la posizione relativa alla ex Seabo Spa, ammontano a 44 migliaia

di euro alla data del 31 dicembre 2012.

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. La discussione della controversia dovrebbe essere

fissata entro la fine del 2013.

128



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 è avvenuta in data 26

gennaio 2011, nella quale il Collegio ha disposto il rinvio a nuovo ruolo per tentare la conciliazione tra le

parti; le cause sono 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 entro la fine 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.

Informativa sugli avvisi di accertamento notificati nel 2010: management fee Ferrara e Forlì-Cesena

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

129



registrazione del medesimo costo, pari a circa 200 migliaia di euro. Tuttavia, nel successivo esercizio 2006,

rilevato il suddetto errore, 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, procedendo al pagamento del terzo a titolo

provvisorio in data 31 agosto 2012; la discussione della controversia è avvenuta in data 15 maggio 2013 e la

sentenza, depositata in data 20 giugno 2013, è favorevole alla Società.

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 processo verbale di constatazione ha per 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, ha contestato 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.

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 si è

svolta in data 19 settembre 2012 e le sentenze, depositate in data 31 ottobre 2012, sono tutte favorevoli alla

Società, sia ai fini Ires, che Irap ed Iva.

A seguito di tali pronunce, con provvedimenti in data 19 novembre 2012, la DRE Emilia Romagna ha

comunicato alla Società lo sgravio delle iscrizioni a ruolo intervenute in pendenza di giudizio; nel mese di

dicembre 2012 la Società ha ricevuto il rimborso dell’iscrizione a titolo provvisorio a suo tempo versata per

653 migliaia di euro. In data 29 Aprile 2013 sono stati notificati gli appelli della Direzione Regionale delle

130



Entrate avverso le sentenze di primo grado ed in data 26 Giugno 2013 la Società ha depositato gli atti di

controdeduzioni e costituzione in appello.

Informativa sulle verifiche fiscali effettuate nel periodo d’imposta 2011: rapporti con le Atesir e Iva

sui canoni e quote mutui

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 d’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 S.p.a. 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 S.p.a. delle sanzioni amministrative di cui all’art. 6,

comma 8, del D.Lgs. 18 dicembre 1997, n. 471 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.

In data 2 ottobre 2012 è stato notificato alla Società da parte della Direzione Regionale dell’Emilia Romagna

l’atto di contestazione delle sanzioni (n. TGBCOP400039/2012) con riferimento all’IVA relativa al periodo

d’imposta 2007, per mezzo del quale irrogava nei confronti della Società la sanzione amministrativa

pecuniaria di euro 1.164.239,76. Avverso tale atto la Società ha presentato, in data 29 novembre 2012,

specifiche deduzioni difensive ex art. 16, comma 4, D.Lgs. n. 472 del 1997, alle quali non è seguita la

notifica del conseguente atto di irrogazione delle suddette sanzioni.

131



Informativa sulle verifiche fiscali effettuate nel periodo d’imposta 2012 e 2013

Herambiente Spa

In data 7 marzo 2012 iniziava presso Herambiente S.p.a. 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”, oltre che, sempre 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 20 maggio 2013 veniva notificato alla Società un avviso di accertamento relativo all’Iva del 2008, con

cui è stata contestata l’indebita detrazione dell’imposta erroneamente addebitata da un fornitore sulle

prestazioni di smaltimento dei rifiuti con aliquota del 20% anziché del 10%. La Società ha presentato ricorso

in data 11 luglio 2013, provvedendo al pagamento del terzo a titolo provvisorio per 13 mila euro.

Hera Trading Srl

In data 12 giugno 2012 iniziava presso Hera Trading S.r.l. 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, di cui si dirà nel prosieguo.

Ai fini Ires e Irap è stata inoltre 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; ed

alla conseguente applicazione del pro-rata di detraibilità dell’imposta ex art. 19, comma 5, del D.P.R. 633/72,

contestando alla società 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.

In data 12 luglio 2012 veniva consegnato il processo verbale di constatazione alla Società, che ha

presentato le osservazioni difensive in data 11 settembre 2012 contestandone integralmente il contenuto. La

Direzione Regionale dell’Emilia Romagna non ha al momento emesso l’avviso di accertamento.

La Società ha ritenuto di non dover procedere ad alcun accantonamento al Fondo rischi per il processo

verbale in oggetto ritenendo le asserite violazioni contestate prive di fondamento.

132



Con riferimento all’applicazione dell’aliquota Irap maggiorata, la Società ha ricevuto in data 3 febbraio 2012

la cartella di pagamento relativa al periodo di imposta 2008, per un ammontare complessivo pari ad euro

126.624,91, all’esito di un controllo automatizzato ex art. 36-bis del D.P.R. 600/73, contro la quale ha

proposto ricorso; l’udienza per la sospensione si è svolta il 16 gennaio 2013 (ma la società nelle more ha

pagato la cartella scaduta) e l’udienza per il merito si è svolta in data 15 maggio 2013; la sentenza,

depositata in data 20 giugno 2013, è risultata sfavorevole alla Società.

Inoltre, ancora per l’aliquota Irap maggiorata relativa al periodo d’imposta 2009, la Società ha ricevuto, in

data 10 ottobre 2012, una comunicazione di irregolarità all’esito di un controllo automatizzato ex art. 36-bis,

D.P.R. 600/73, per euro 282.385,05 avverso la quale è stato proposto ricorso in data 7 dicembre 2012.

In data 13 maggio 2013 è stata notificata la relativa cartella di pagamento, per Euro 376.353,23, avverso la

quale la Società ha proposto ricorso in data 5 Luglio 2013, chiedendo anche la sospensione dell’esecuzione

dell’atto impugnato; la sospensione è stata accordata con decreto presidenziale fino al prossimo 29 agosto

2013.

Infine, ancora per l’aliquota Irap maggiorata relativa al periodo d’imposta 2007, la Società ha ricevuto, in

data 28 dicembre 2012, a seguito della segnalazione contenuta nel processo verbale di constatazione sopra

citato, avviso di accertamento ( n. TGB03F300284), per un ammontare complessivo pari ad euro

110.246,47, contro il quale ha proposto ricorso in data 26 febbraio 2013. Con ordinanza in data 27 giugno

2013 la CTP di Bologna ha respinto l’istanza di sospensione, e la Società ha provveduto al pagamento del

terzo degli importi dovuti a titolo provvisorio per imposte ed interessi.

Hera Comm Srl

Con riferimento all’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, la

Società ha ricevuto in data 13 marzo 2012 una cartella di pagamento, per un ammontare complessivo pari

ad euro 126.940,20, relativa al periodo di imposta 2008, all’esito di un controllo automatizzato ex art. 36-bis

del D.P.R. 600/73, contro la quale ha proposto ricorso; l’udienza per la sospensione dell’atto si è svolta il 16

gennaio 2013 ed al momento non è noto l’esito.

Inoltre, ancora per l’aliquota Irap maggiorata relativa al periodo d’imposta 2009, la Società ha ricevuto, in

data 11 ottobre 2012, una comunicazione di irregolarità all’esito di un controllo automatizzato ex art. 36-bis,

D.P.R. 600/73, per € 376.174,78 avverso la quale è stato proposto ricorso in data 7 dicembre 2012.

In data 19 aprile 2013 è stata notificata la relativa cartella di pagamento, per Euro 501.353,02, avverso la

quale la Società ha proposto ricorso in data 3 Maggio 2013. In data 24 Maggio 2013, con decreto

presidenziale, è stata accordata la sospensione dell’esecuzione fino al 10 Ottobre 2013.

In data 1 Giugno 2013 la Società ha ricevuto una comunicazione di irregolarità relativa all’Irap maggiorata

del periodo di imposta 2010, per Euro 564.338,19, contro la quale ha proposto ricorso.

In data 12 marzo 2013 iniziava presso Hera Comm Srl. una verifica fiscale ai fini dell’Ires, dell’Irap e dell’IVA,

condotta dalla Guardia di Finanza – Nucleo Polizia Tributaria Bologna; in data 13 giugno 2013 è stato

ricevuto il processo verbale di constatazione dal quale emerge un unico rilievo in materia di cessioni di

crediti pro-soluto e perdite su crediti. In particolare, con riferimento ad uno dei suddetti contratti, è stato rileva

il differimento della competenza di una quota di perdite su crediti pari a 638 migliaia di euro. In data 13

giugno 2013 veniva consegnato il processo verbale di constatazione ad Hera Comm, che sta valutando le

opportune azioni difensive.

Informativa sugli avvisi di accertamento ICI notificati nel periodo d’imposta 2012

133



In data 24 Aprile 2012 è stato notificato ad Herambiente un avviso di accertamento da parte del Comune di

Ferrara per omessa denuncia ed omesso versamento di ICI, relativa al periodo di imposta 2009, con

riferimento al WTE di Ferrara; l’importo accertato, comprensivo di sanzioni ed interessi, è pari a 718 migliaia

di euro.

In data 24 Aprile 2012 sono stati notificati ad Hera Spa due avvisi di accertamento sempre da parte del

Comune di Ferrara per omessa denuncia ed omesso versamento di ICI, relativa ai periodi di imposta 2008 e

2009, con riferimento al WTE di Ferrara; l’importo accertato, comprensivo di sanzioni ed interessi, è pari

rispettivamente a 1.461 e 723 migliaia di euro.

Gli avvisi di accertamento, tutti impugnati con ricorso del 23 luglio 2012, derivano dalla riclassificazione

catastale avviata a fine 2001 dall’Agenzia del Territorio di Ferrara che, relativamente all’inceneritore di Via

Diana, aveva operato una riclassificazione dalla categoria E9 – esente dall’imposta per la natura di immobili

“destinati a soddisfare particolari esigenze pubbliche e/o di pubblico interesse”- proposta dalla Società, alla

categoria D1 “Opifici industriali”, con conseguente debenza dell’imposta comunale sugli immobili (ora IMU)

per gli importi che risultano dagli atti di accertamento impugnati. Attualmente non sono state ancora fissate

le date delle udienze per la discussione dei ricorsi.

134



15.1 Utile per azione

1° semestre 2013 1° semestre 2012

Utile (perdita) dell'esercizio attribuibile ai possessori di azioni ordinarie dell'entità capogruppo (A)

165.199 73.782

Interessi passivi relativi alla componente passività di obbligazioni convertibili

1.210 1.218

Utile (perdita) rettificato dell'esercizio rettificato attribuibile ai possessori di azioni ordinarie dell'entità capogruppo (B)

166.409 75.000

Numero medio ponderato delle azioni in circolazioneai fini del calcolo dell'utile (perdita) per azione:

- base (C) 1.329.056.701 1.102.232.451

- diluito (D) 1.412.454.568 1.178.568.329

Utile (perdita) per azione (in euro)

- base (A/C) 0,124 0,067

- diluito (B/D) 0,118 0,064

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 33.

Si segnala che a seguito dell'operazione di fusione per incorporazione di AcegasAps Holding Srl in Hera Spa

e della conseguente conclusione della prima fase dell’Offerta Pubblica obbligatoria totalitaria di Acquisto e di

Scambio (OPAS), promossa da Hera Spa sulle azioni ordinarie di AcegasAps Spa ai sensi dell'art. 106, c.1 e

2-bis T.U.F., operazioni dettagliatamente descritte nella Relazione sulla Gestione. Il 3 maggio 2013, data di

chiusura dell’OPAS, Hera Spa è diventata socio unico di AcegasAps Spa ( dal 62,691% al 99,784%,

essendo la parte residuale del capitale sociale costituito da azioni proprie.

Alla data di redazione del presente bilancio semestrale consolidato abbreviato, il capitale sociale della

Capogruppo Hera Spa risulta composto da n. 1.342.876.078 azioni ordinarie rispetto a n. 1.115.013.754

azioni ordinarie al 30 giugno 2012 utilizzate nella determinazione dell’utile per azione di base e diluito.

135



16 Immobilizzazioni materiali

30-giu-13 31-dic-12 Variazioni

Terreni e fabbricati 502.265 5.900 426.742 9.765 75.523

Impianti e macchinari 1.379.649 15.552 1.266.578 16.646 113.071

Altri beni mobili 118.464 1.816 105.648 2.025 12.816

Immobilizzazioni in corso e acconti 141.459 - 148.629 - (7.170)

Totale 2.141.837 23.268 1.947.597 28.436 194.240

di cui beni detenuti attraverso contratti

di leasing finanziario

di cui beni detenuti attraverso contratti

di leasing finanziario

Le immobilizzazioni materiali sono esposte al netto del relativo fondo ammortamento e presentano la

seguente composizione e variazione:

Euro migliaia

Val

ore

iniz

iale

ne

tto

Inve

stim

enti

Dis

inve

stim

enti

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5

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30.06.2012

Terreni e fabbricati 398.860 3.637 (2.388) (5.689) 2.240 9.930 6.521 413.111 501.574 88.463

Impianti e macchinari 1.227.184 7.124 (2.575) (47.191) 14.031 676 23.600 1.222.849 1.958.791 735.942

Altri beni mobili 109.971 8.376 (147) (12.874) 5 - 747 106.078 362.687 256.609

Immobilizzazione in corso ed acconti 148.461 40.872 (1.208) - 5.166 - (26.263) 167.028 167.028 -

1.884.476 60.009 (6.318) (65.754) 21.442 10.606 4.605 1.909.066 2.990.080 1.081.014

30.06.2013

Terreni e fabbricati 426.742 1.908 0 (7.143) 69.576 1.377 9.805 502.265 615.456 113.191

Impianti e macchinari 1.266.578 12.649 (587) (57.754) 129.579 (1.405) 30.589 1.379.649 2.322.664 943.015

Altri beni mobili 105.648 5.342 (87) (14.709) 18.078 (297) 4.489 118.464 400.842 282.378

Immobilizzazione in corso ed acconti 148.629 30.639 (1.011) - 7.404 (44.202) 141.459 141.459 -

1.947.597 50.538 (1.685) (79.606) 224.637 (325) 681 2.141.837 3.480.421 1.338.584

Di seguito sono commentate la composizione e le principali variazioni all’interno di ciascuna categoria.

“Terreni e fabbricati”, pari a 502.265 migliaia di euro sono costituiti per 396.085 migliaia di euro da fabbricati

e per 106.180 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 investimenti del periodo sono

relativi principalmente alle opere edili afferenti i digestori anaerobici di Ca’ Baldacci (Rimini) e Voltana di

Lugo (Ravenna).

“Impianti e macchinari”, pari a 1.379.649 migliaia di euro sono costituiti principalmente dalle reti di

distribuzione e dagli impianti relativi ai business non rientranti in regime di concessione: 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. Gli investimenti del primo semestre del 2013 sono rappresentati, in misura prevalente, dai lavori di

ampliamento che hanno interessato alcune discariche ancora in attività.

136



“Altri beni mobili”, pari a 118.464 migliaia di euro comprendono le attrezzature e i cassonetti per lo

smaltimento rifiuti, 81.439 migliaia di euro, i beni mobili e arredi, 4.700 migliaia di euro, le macchine

elettroniche, 5.657 migliaia di euro e gli automezzi e le autovetture per 26.668 migliaia di euro. Le

dismissioni hanno riguardato prevalentemente cassonetti ed automezzi.

“Immobilizzazioni in corso e acconti”, pari a 141.459 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 per il recupero scorie CIC di Modena, le opere di revamping della 3a linea del

termovalorizzatore di Modena, il revamping dell’impianto chimico-fisico di Ravenna, oltre ai lavori relativi ad

alcuni impianti di selezione dei rifiuti.

Gli importi indicati alla voce “Variazione dell’area di consolidamento”, per un netto di 224.637 migliaia di

euro, sono relativi a:

216.864 migliaia di euro, immobilizzazioni materiali riferite al Gruppo AcegasAps , acquisito in data

1° gennaio 2013;

7.576 migliaia di euro, immobilizzazioni materiali della società Modena Network Spa, consolidata

integralmente a partire dal 30 giugno 2013;

197 migliaia di euro, acquisizione del ramo di azienda Lombardi Srl.

Le sopra citate operazioni sono tutte dettagliate nel paragrafo “Variazione dell’area di consolidamento” e

“Variazione di perimetro di consolidamento” di cui alle presenti note.

Gli importi indicati alla voce “Altre variazioni” comprendono:

8.241 migliaia di euro (variazione in incremento) relativi alla riclassifica dalle “attività non correnti

destinate alla vendita” della porzione dell’area Berti;

8.566 migliaia di euro (variazione in decremento) relativi alle immobilizzazioni materiali di Hera

Servizi Cimiteriali Srl e Hera Servizi Funerari Srl, riclassificate alla voce “Attività non correnti

destinate alla vendita”

Entrambe le operazioni sono commentate alla nota 31 “Attività e passività non correnti destinate alla

vendita”.

Per un’analisi più di dettaglio degli investimenti del periodo si rinvia a quanto riportato nella relazione sulla

gestione al paragrafo 1.03.01.

137



17 Attività Immateriali


Diritti di brevetti industriali ed opere ingegno 36.770 29.569 7.201

Concessioni licenze marchi e simili 121.013 46.926 74.087

Servizi pubblici in concessione 2.011.798 1.530.864 480.934

Attività immateriali in corso ed acconti servizi pubblici in concessione

217.239 170.501 46.738

Attività immateriali in corso ed acconti 51.313 38.594 12.719

Altre 52.073 39.512 12.561

Totale 2.490.206 1.855.966 634.240

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

composizione e variazione:

Euro migliaia

Val

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enti

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enti

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30.06.2012

Diritti di brevetti industriali ed opere ingegno 30.761 908 (14) (6.434) - - 4.682 29.903 189.495 159.592

Concessioni licenze marchi e simili 53.976 397 - (4.275) - - (25) 50.073 207.811 157.738

Servizi pubblici in concessione 1.487.399 8.598 - (36.661) - - 24.755 1.484.091 2.040.641 556.550


156.164 46.700 - - - - (24.832) 178.032 178.032 -

Attività immateriali in corso ed acconti 41.892 5.632 - - - - (12.811) 34.713 34.713 -

Altre 32.329 1.213 (54) (2.795) 222 - 5.963 36.878 88.421 51.543

1.802.521 63.448 (68) (50.165) 222 0 (2.268) 1.813.690 2.739.113 925.423

30.06.2013

Diritti di brevetti industriali ed opere ingegno 29.569 313 - (8.212) - (50) 15.150 36.770 228.041 191.271

Concessioni licenze marchi e simili 46.926 17 - (6.368) 95.312 - (14.874) 121.013 371.670 250.657

Servizi pubblici in concessione 1.530.864 15.923 (114) (52.202) 447.756 - 69.571 2.011.798 2.995.291 983.493


170.501 44.708 - - 70.066 - (68.036) 217.239 217.239 -

Attività immateriali in corso ed acconti 38.594 7.015 - - 3.886 - 1.818 51.313 51.313 -

Altre 39.512 1.868 - (3.812) 19.567 - (5.062) 52.073 119.948 67.875

1.855.966 69.844 (114) (70.594) 636.587 (50) (1.433) 2.490.206 3.983.502 1.493.296

Di seguito sono commentate la composizione e le principali variazioni all’interno di ciascuna categoria.

“Diritti di brevetto industriale e opere ingegno”, pari a 36.770 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.

138



“Concessioni, licenze, marchi e diritti simili”, pari a 121.013 migliaia di euro costituite in massima parte dal

valore dei diritti relativi agli impianti del gas, idrico e depurazione. La diminuzione di tale voce è

rappresentata principalmente dagli ammortamenti del periodo e dal passaggio da “Concessioni, licenze,

marchi e diritti simili” a “Servizi pubblici in concessione” dei beni relativi al servizio depurazione dei comuni di

Castello di Serravalle e Monzuno e dei beni relativi al servizio gas dei comuni di Monte San Pietro e Pieve di

Cento, come previsto dai relativi contratti a seguito del raggiungimento della scadenza della concessione

medesima.

“Servizi pubblici in concessione”, pari a 2.011.798 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 ed 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 Castello di Serravalle, Monzuno, Monte San

Pietro e Pieve di Cento.

“Attività immateriali in corso e acconti - Servizi pubblici in concessione”, pari a 217.239 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 51.313 migliaia di euro costituite principalmente da progetti

informatici non ancora ultimati.

“Altre”, pari a 52.073 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 dell’area di consolidamento”, pari a 636.587 migliaia di euro, rispetto al 31 dicembre

2012 è relativa al consolidamento del Gruppo AcegasAps.

139



18 Investimenti Immobiliari


Investimenti immobiliari 3.053 - 3.053

Totale 3.053 0 3.053

Gli investimenti immobiliari presentano la seguente movimentazione:

Euro migliaia

Val

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30.06.2013

Investimenti immobiliari - - - (54) 3.107 - 3.053 3.754 701

0 0 0 (54) 3.107 0 3.053 3.754 701

Gli investimenti immobiliari rivenienti dal consolidamento del Gruppo AcegasAps, sono costituiti da locali

commerciali situati all’interno del palazzo “Modello” di Trieste oltre ad alcuni appartamenti di proprietà dati in

locazione.

140



19 Avviamento


Avviamento 321.830 321.656 174

Avviamento da procedura di consolidamento 56.735 56.735 0

Totale 378.565 378.391 174

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.

L’incremento rispetto all’esercizio precedente è dovuto all’acquisizione del ramo d’azienda relativo alle

”attività di gestione calore” dalla società Lombardi Srl come illustrato nel paragrafo “Variazione del perimetro

di consolidamento” delle presenti note.

141



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.

Le voci residuali di avviamenti e avviamento da procedura di consolidamento si riferiscono ad operazioni

minori.

In accordo allo Ias 36 e in assenza di trigger events come previsto dallo stesso ias 36, non è stato

predisposto il test di impairment sugli avviamenti iscritti al 30 giugno 2013.

142



20 Partecipazioni

30-giu-13 31-dic-12 variazioni

Controllate non consolidateAdrialink Srl 167 - 167Calor Più Italia Scrl 6 6 - Consorzio Frullo 4 4 - Solhar Alfonsine Srl 10 10 - Solhar Piangipane Srl 5 5 - Solhar Ravenna Srl 5 5 - Solhar Rimini Srl 10 10 - Totale 207 40 167

CollegateAimag Spa 41.423 40.331 1.092Elettrogorizia Spa 2.100 - 2.100FlamEnergy Trading Gmbh 1.752 1.893 (141)Ghirlandina Solare Srl 70 57 13Modena Network Spa 0 1.105 (1.105)Q.Thermo Srl 1.303 1.317 (14)Refri Srl 0 2.313 (2.313)Sei Spa 902 702 200Set Spa 36.896 36.197 699Sgr Servizi Spa 17.872 18.780 (908)Sosel Spa 655 646 9Tamarete Energia Srl 1.876 3.084 (1.208)Altre minori 80 35 45Totale 104.929 106.460 (1.531)

Altre impreseCalenia Energia Spa 9.073 9.073 - Energia Italiana Spa 13.233 13.233 - Galsi Spa 10.732 10.524 208 Altre minori 9.746 400 9.346Totale 42.784 33.230 9.554

Totale partecipazioni 147.920 139.730 8.190

Di seguito sono riportate le principali variazioni rispetto al 31 dicembre 2012.

A seguito del consolidamento del Gruppo AcegasAps rientrano nel perimetro di consolidamento le seguenti

società:

Adrialink Srl con sede a Gorizia, opera nell’attività di progettazione, realizzazione e gestione delle

reti elettriche. Tale società non rientra nell’area di consolidamento, non essendo ancora operativa e

pertanto viene valutata al costo. La percentuale di possesso del Gruppo è pari al 33,33%;

Elettrogorizia Spa con sede a Trieste, svolge l’attività di gestione e conduzione di un impianto di

produzione di energia elettrica; la percentuale di possesso del Gruppo è pari al 33% e viene valutata

con il metodo del patrimonio netto.

143



Partecipazioni in società Collegate

Le variazioni rispetto al 31 dicembre 2012 delle quote detenute in Aimag Spa, Set Spa, Sgr Servizi Spa,

FlameEnergy Trading Gmbh e Tamarete Energia Srl riflettono il recepimento degli utili/perdite pro-quota

consuntivati dalle rispettive società.

In data 19 aprile 2013 Acantho Spa ha acquisito un ulteriore 10% del capitale sociale di Modena Network

Spa da Sorgea Srl. La società, precedentemente valutata a patrimonio netto, viene ora consolidata

integralmente per effetto del controllo acquisito sulla stessa.

In data 19 giugno 2013 Herambiente Spa ha ceduto l’intera partecipazione detenuta in Refri Srl a Unieco

Costruzioni Meccaniche Srl.

Per quanto riguarda la partecipazione in Sei Spa l’incremento di valore si è determinato a seguito dalla

rinuncia al credito effettuata dalla capogruppo a titolo di finanziamento soci in conto futuro aumento di

capitale come da delibera assunta dalla società in data 22 novembre 2012.

Partecipazioni in Altre imprese

Galsi Spa, in attuazione della delibera assembleare del 28 marzo 2012 è stato esercitato il diritto di opzione

relativo all’esecuzione dell’aumento del capitale deliberato in data 5 febbraio 2013 dal Consiglio di

Amministrazione della società mediante sottoscrizione di n. 20.809 azioni del valore nominale di 1 euro

cadauna.

La variazione della voce “Altre” è determinata principalmente dall’operazione di AcegasAps che ha

comportato l’integrazione delle seguenti società minori:

Veneta Sanitaria Finanza di Progetto Spa, detenuta al 17,50%. La società ha per oggetto la

progettazione ed esecuzione del nuovo ospedale di Mestre in località Norgo Pezzana di Zelarino

(3.587 migliaia di euro).

Amga Spa, detenuta al 5,24%. La società ha per oggetto l’attività di distribuzione gas nel comune di

Udine e la gestione del ciclo integrato delle acque e degli impianti di illuminazione pubblica nel

territorio provinciale (5.579 migliaia di euro).

Dolomiti Ambiente Spa, detenuta al 7,61%. Società operativa nei servizi di raccolta e trasporto di

rifiuti urbani e di raccolta differenziata (161 migliaia di euro).

Energeica Srl, detenuta al 5,08%. Società operativa nel coordinamento ed organizzazione delle fasi

di costruzione di impianti e reti destinati alla produzione di energia elettrica e termica (63 migliaia di

euro).

144



21 Attività finanziarie


Crediti per finanziamenti verso società collegate e altre 20.186 17.176 3.010

Titoli a reddito fisso 309 309 -

Crediti per mutui da incassare e commissioni anticipate 60 72 (12)

Altri crediti finanziari 26.083 - 26.083

Totale 46.638 17.557 29.081

I “Crediti per finanziamenti verso società collegate e altre” comprendono finanziamenti infruttiferi, o regolati

a tassi di mercato, concessi alle seguenti società:


Set Spa 13.179 10.059 3.120

Sei Spa 3.398 3.548 (150)

Oikothen Scarl 2.572 2.572 -

Altre minori 1.037 997 40

Totale 20.186 17.176 3.010

Le variazioni sono relative alle società:

Set Spa, per due ulteriori erogazioni, in gennaio e giugno 2013, rispettivamente di 195 migliaia di

euro e 2.925 migliaia di euro;

Sei Spa, incremento per un’ulteriore erogazione di 50 migliaia di euro in maggio 2013 e decremento

di 200 migliaia di euro per la rinuncia al credito in conto futuro aumento di capitale sociale, di cui si è

già detto nella nota 20 “Partecipazioni”.

La voce “Altri crediti finanziari” ricomprende le seguenti posizioni finanziarie, regolate a tassi di mercato:

verso il comune di Padova per la costruzione di impianti fotovoltaici il cui rimborso è previsto al

termine del 2030 per 22.804 migliaia di euro;

verso la società Veneto Sanitaria Finanziaria di Progetto Spa per 1.051 migliaia di euro;

nei confronti del comune di Padova per forniture di energia elettrica per impianti di illuminazione

pubblica per il quale è stata accordata una regolazione in 10 anni per 2.228 migliaia di euro.

145



22 Attività fiscali differite


Imposte anticipate 135.865 107.498 28.367

Crediti per imposta sostitutiva 3.682 3.953 (271)

Totale 139.547 111.451 28.096

Le “Imposte anticipate” sono generate dalle differenze temporanee tra l’utile di bilancio e l’imponibile fiscale,

principalmente in relazione alle voci di: “fondo svalutazione crediti tassato”, “fondi tassati per rischi e oneri” e

“ammortamenti civili maggiori di quelli fiscalmente rilevanti”. Comprendono inoltre le “imposte anticipate” che

si sono generate in seguito all’applicazione dei principi contabili internazionali.

“Crediti per imposta sostitutiva”, relativi principalmente all’imposta corrisposta per l’affrancamento

dell’avviamento nell’esercizio 2002 che si configura quale anticipo della fiscalità corrente.

L’incremento delle “Attività fiscali differite” per 23.974 migliaia di euro è da attribuire all’effetto del


146



23 Strumenti finanziari-Derivati

Nozionale Fair Value Attività Fair Value Passività Nozionale Fair Value Attività Fair Value Passività

Derivati su tass i

‐ Interest rate Swap 2 Finanziamenti 501,8 mln 49.121 501,8 mln 54.360

‐ Interest rate Swap 2 Finanziamenti 295,9 mln 23.914 310,7 mln 32.383

‐ Interest rate Option 2 Finanziamenti 6,5 mln 425 7,5 mln 580

Totale derivati su tassi 49.121 24.339 54.360 32.963

Derivati su cambi

(operazioni finanziarie)

‐ Cross Currency Swap 2 Finanziamenti 20 mld JPY 8.242 20 mld JPY 34.208

Totale derivati su cambi (operazioni finanziarie) 8.242 0 34.208 0

Totale 57.363 24.339 88.568 32.963

Attività / Passività non correnti

€ / 000Gerarchia fair value Sottostante coperto

30‐giu‐13 31‐dic‐12

Nozionale Fair Value Attività Fair Value Passività Nozionale Fair Value Attività Fair Value Passività

Derivati su tass i

‐ Interest rate Swap 2 Finanziamenti

‐ Interest rate Swap 2 Finanziamenti 7,4 mln 80 1,0 mln 18

‐ Interest rate Option 2 Finanziamenti

Totale derivati su tassi 0 80 0 18

Derivati su commodity

‐ Swap 3 Gas Hub Esteri 317.896 MWh 559 529.603 MWh 887

‐ Swap 2 Petrol io Greggio 101.800 Bbl 521 442.700 Bbl 1.179

‐ Swap 2 Petrol io Raffinato / Carbone 66.250 Ton 1.448 75.750 Ton 2.580

‐ Swap 2 Formule Energia Elettri ca 3.728.793 MWh 21.738 3.818.240 MWh 29.480

‐ Swap 2 Formula Combustibi l i 10.795 MWh 3

‐ Swap 2 Petrol io Greggio 80.700 Bbl 417 262.400 Bbl 764

‐ Swap 2 Petrol io Raffinato / Carbone 15.100 Ton 629 37.600 Ton 1.845

‐ Swap 2 Formule Energia Elettri ca 4.747.193 MWh 29.055 4.485.815 MWh 34.215

‐ Swap 2 Formula Combustibi l i 21.590 MWh 25

Totale derivati su commodity 24.266 30.101 34.129 36.849

Derivati su cambi

(operazioni commercia l i )

‐ Swap 2 Tasso di Cambio EUR/USD 35,5 mln Usd 211 4,0 mln Usd 70

‐ Swap 2 Tasso di Cambio EUR/USD 30,4 mln Usd 190 90,0 mln Usd 1.362

Totale derivati su cambi (operazioni commerciali) 211 190 70 1.362

Totale 24.477 30.371 34.199 38.229

Attività / Passività correnti

€ / 000

Gerarchia

fair valueSottostante coperto

30‐giu‐13 31‐dic‐12

147



Gli strumenti finanziari derivati classificati nelle attività non correnti ammontano a 57.363 migliaia di

euro (88.568 migliaia di euro al 31 dicembre 2012); si riferiscono per 49.121 migliaia di euro a derivati su

tassi e 8.242 migliaia di euro a derivati su cambi relativi ad operazioni di finanziamento. Gli strumenti

finanziari derivati classificati nelle passività non correnti ammontano a 24.339 migliaia di euro (32.963

migliaia di euro al 31 dicembre 2012) 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 24.477 migliaia di euro (34.199 migliaia di euro al 31 dicembre 2012); si riferiscono

per 24.266 migliaia di euro a derivati su commodity e per 211 migliaia di euro a derivati su cambi relativi ad

operazioni commerciali. Gli strumenti finanziari derivati classificati nelle passività correnti ammontano

a 30.371 migliaia di euro (38.229 migliaia di euro al 31 dicembre 2012); si riferiscono per 80 migliaia di euro

a derivati su tassi, per 30.101 migliaia di euro a derivati su commodity e per 190 migliaia di euro a derivati su

cambi relativi ad operazioni commerciali.

Relativamente ai derivati su tassi correnti e non correnti, al 30 giugno 2013, l’esposizione netta del

Gruppo risulta essere positiva per 24.702 migliaia di euro, rispetto ad un’esposizione sempre positiva di

21.379 migliaia di euro al 31 dicembre 2012. La variazione del fair value rispetto all’esercizio precedente è

riconducibile prevalentemente all’innalzamento della curva dei tassi nell’ambito delle coperture poste in

essere, sia con riferimento a passività finanziarie a tasso variabile sia a passività finanziarie a tasso fisso.

Il fair value dei derivati sottoscritti a copertura del tasso di cambio e del fair value dei finanziamenti in

valuta, al 30 giugno 2013, risulta essere positivo per 8.242 migliaia di euro rispetto ad una valutazione

anch’essa positiva, pari a 34.208 migliaia di euro, al 31 dicembre 2012. La rilevante variazione del fair value

è da ricondurre in misura prevalente al forte rafforzamento dell’euro rispetto allo yen giapponese e in modo

significativamente minore all’andamento delle curve dei tassi.

Al 30 giugno 2013 il fair value netto dei derivati su commodity e dei derivati su cambi relativi ad

operazioni commerciali risulta essere negativo per 5.814 migliaia di euro, rispetto ad un fair value negativo

di 4.012 migliaia di euro al 31 dicembre 2012. Non si riportano segnalazioni particolari, in quanto la

situazione in essere al 30 giugno 2013 ricalca sostanzialmente quella riferibile alla chiusura dell’esercizio

precedente, specie quella relativa ai contratti indicizzati alle “Formule Energia Elettrica”, che costituiscono la

parte preponderante della massa gestita.

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. Il fair value dei contratti derivati su

commodity sono determinati utilizzando input direttamente osservabili sul mercato. Tutti i contratti derivati

stipulati dal Gruppo sono in essere con primarie controparti istituzionali.

148



Gli strumenti finanziari derivati su tassi e cambi in essere al 30 giugno 2013, 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 157,3 mln 0 11.053 20 2.824 166,0 mln 0 14.457 374,2 mln 0 15.963 1 5.501

‐ Fair Value Hedge Finanziamenti 649,8 mln 57.363 13.358 18.433 49.460 649,8 mln 88.566 18.506 649,8 mln 112.994 11.477 35.382 18.858

‐ Non Hedge AccountingFinanziamenti 4,5 mln 0 8 11 8 5,2 mln 2 18 6,1 mln 1 28 161 59

Totale 57.363 24.419 18.464 52.292 88.568 32.981 112.995 27.468 35.544 24.418

Derivati di copertura

su tassi / cambi

(operazioni finanziarie)

Sottostante

30‐giu‐13 31‐dic‐12 30‐giu‐12

I derivati su tassi d’interesse identificati come coperture di flussi finanziari (cash flow hedge)

presentano un nozionale residuo di 157,3 milioni di euro (166,0 milioni di euro al 31 dicembre 2012), 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 che si manifesteranno finanziariamente nel periodo successivo.

Al 30 giugno 2013 la ripartizione degli oneri netti relativi a derivati classificati come cash flow hedge, pari a

2.804 euro migliaia, risulta essere la seguente:

Coperture Cash Flow Hedge 30‐giu‐13 30‐giu‐12

€/000 Proventi / (Oneri) Proventi / (Oneri)

‐ Cash Flow realizzati ‐2.600 ‐5.116

‐ Accrued Interest ‐176 ‐337

‐ Quota inefficacia ‐28 ‐47

Totale ‐2.804 ‐5.500

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 conclusione nel mese di agosto 2012 di un

derivato avente nozionale di 200 milioni di euro a copertura di un bond a cedola variabile. Per contro la

dinamica dei tassi di interesse (nel contesto delle coperture a tasso fisso designate), caratterizzata da tassi

euribor più elevati nel primo semestre dell’esercizio precedente, ha generato un effetto negativo sui flussi di

cassa.

La quota di inefficacia, relativa a questa classe di derivati su tassi, ha comportato l’iscrizione a conto

economico di oneri netti per complessivi 28 migliaia di euro. 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 4.261 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 2012) a fronte di finanziamenti di analogo importo. In presenza di

finanziamenti in valuta, il nozionale espresso in euro 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 denominato 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 18.433 migliaia di euro ed oneri finanziari per 49.460 migliaia di euro; va segnalato

che, contemporaneamente, si è proceduto alla rettifica del valore dei finanziamenti sottostanti rilevando

proventi finanziari netti per 37.015 migliaia di euro.

149



Al 30 giugno 2013 la ripartizione di proventi ed oneri riferiti a derivati classificati come fair value hedge e

relative passività sottostanti, rettificate per gli utili e le perdite attribuibili al rischio coperto, risulta essere la

seguente:

Coperture Fair Value Hedge

€/000 Proventi Oneri Totale Proventi Oneri Totale

‐ Valutazione derivati 5.148 ‐42.163 ‐37.015 20.825 ‐7.285 13.540

‐ Accrued Interest 10.960 0 10.960 11.622 0 11.622

‐ Cash Flow realizzati 2.325 ‐7.297 ‐4.972 2.935 ‐11.573 ‐8.638

‐ Quota inefficacia 0 0 0 0 0 0

Totale effetto economico derivati 18.433 ‐49.460 ‐31.027 35.382 ‐18.858 16.524

Sottostanti coperti

€/000 Proventi Oneri Totale Proventi Oneri Totale

Valutazione passività finanziarie 37.015 0 37.015 3.274 ‐16.814 ‐13.540

Totale 37.015 0 37.015 3.274 ‐16.814 ‐13.540

30‐giu‐13 30‐giu‐12

30‐giu‐13 30‐giu‐12

L’effetto economico negativo associato alla valutazione di tale tipologia di coperture, rispetto al primo

semestre dello scorso esercizio, riflette le variazioni del fair value degli strumenti finanziari illustrate

precedentemente, specie con riferimento all’innalzamento della curva dei tassi e alla variazione dei fair value

dei derivati su cambi. Con riferimento ai soli flussi realizzati, la riduzione degli oneri netti è riconducibile ai

livelli più bassi dei tassi euribor registrati soprattutto a partire dal secondo semestre dell’esercizio 2012.

I derivati su tassi d’interesse non in hedge accounting risultano avere un nozionale residuo di 4,5 milioni

di euro (5,2 milioni di euro al 31 dicembre 2012); 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.

Gli strumenti finanziari derivati su commodity in essere al 30 giugno 2013 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

Commodity24.477 30.291 36.255 41.958 34.199 38.211 43.051 34.156 51.247 41.896

Totale 24.477 30.291 36.255 41.958 34.199 38.211 43.051 34.156 51.247 41.896

Derivati su commodity / cambi

(operazioni commerciali)Sottostante

30‐giu‐13 31‐dic‐12 30‐giu‐12

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.

150



Complessivamente tali derivati, nel primo semestre dell’esercizio 2013, hanno generato proventi per 36.255

migliaia di euro ed oneri per 41.958 migliaia di euro, con un effetto negativo netto a conto economico netto

pari a 5.703 migliaia di euro, che sostanzialmente si confrontano con rispettive variazioni di segno opposto

dei costi delle materie prime (Gas ed Energia Elettrica), costituendone parte integrante a tutti gli effetti, per la

cui analisi si rimanda alla Relazione sulla gestione per completezza di trattazione.

Nel corso del semestre chiuso al 30 giugno 2013 non vi sono stati né trasferimenti tra i vari livelli del fair

value sopra indicati nè cambiamenti inerenti la metodologia di calcolo della valutazione degli strumenti in

oggetto.

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.

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 inclusi i contratti stipulati a

prezzo fisso), nonché eventuali rischi di 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 sia per il relativo cambio euro/dollaro, si sostanziano in contratti swap, finalizzati a prefissare gli effetti

sui margini di vendita indipendentemente dalle variazioni delle condizioni di mercato.

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.

151



24 Rimanenze


Materie prime e scorte 53.095 71.088 (17.993)

Prodotti finiti 1.284 734 550

Totale 54.379 71.822 (17.443)

“Materie prime e scorte” esposte al netto di un fondo svalutazione pari a 882 migliaia di euro (523 migliaia di

euro al 31 dicembre 2012), sono costituite principalmente da stoccaggi di gas, 21.175 migliaia di euro

(47.785 migliaia di euro al 31 dicembre 2012) e da materiali di ricambio e apparecchiature destinate alla

manutenzione e all’esercizio degli impianti, pari a 31.920 migliaia di euro (23.303 migliaia di euro al 31

dicembre 2012).

La variazione della voce è dovuta principalmente a un effetto combinato di:

decremento del gas stoccato (26.610 migliaia di euro) dovuto a scelte commerciali che hanno

privilegiato gli acquisti sul mercato spot;

incremento di materiali e apparecchiature destinate alla manutenzione degli impianti (8.845 migliaia

di euro) per effetto del consolidamento del Gruppo AcegasAps.

La movimentazione del fondo nel 1° semestre 2012 e nel 1° semestre 2013 è la seguente:

31-dic-11 AccantonamentiVariaz.area

consolidamentoUtilizzi e altre

variazioni30-giu-12

Fondo svalutazione magazzino 675 - - (14) 661

31-dic-12 AccantonamentiVariaz.area

consolidamentoUtilizzi e altre

variazioni30-giu-13

Fondo svalutazione magazzino 523 - 364 (5) 882

La variazione di area di consolidamento si riferisce all’effetto del consolidamento del Gruppo AcegasAps

come illustrato nelle presenti note al paragrafo “Variazione dell’area di consolidamento”.

152



25 Crediti commerciali


Crediti verso clienti 1.077.865 752.086 325.779

Crediti verso clienti per fatture da emettere 509.477 543.577 (34.100)

Crediti verso collegate 14.881 12.298 2.583

Totale 1.602.223 1.307.961 294.262

I crediti commerciali al 30 giugno 2013 ammontano a 1.602.223 migliaia di euro (1.307.961 migliaia di euro

al 30 dicembre 2012) 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 2013. I valori sono esposti

al netto di un fondo svalutazione crediti pari a 163.374 migliaia di euro (118.490 migliaia di euro al 31

dicembre 2012) 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’Aeeg, rispetto alla situazione esistente alla chiusura dell’esercizio precedente, già ampiamente descritta

nelle precedenti note esplicative, si segnala che al 30 giugno 2013 l’ammontare residuo dei crediti vantati

(già anticipati al Gruppo dalla Cassa conguaglio settore elettrico) è pari a 4.770 migliaia di euro (importo

invariato al 31 dicembre 2012). Risulta inoltre ancora un credito da incassare per oneri straordinari

riconosciuti pari a 166 migliaia di euro (importo invariato al 31 dicembre 2012).

La movimentazione del fondo nel 1° semestre 2013 e nel 1° semestre 2012 è la seguente:

31-dic-11Variazione area

di consolidamento

AccantonamentiUtilizzi e altri movimenti

30-giu-12

Fondo svalutazione crediti 105.244 - 23.108 (8.338) 120.014

31-dic-12Variazione area

di consolidamento

AccantonamentiUtilizzi e altri movimenti

30-giu-13

Fondo svalutazione crediti 118.490 24.176 29.504 (8.796) 163.374

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”.

La variazione dell’area di consolidamento riflette il consolidamento del Gruppo AcegasAps e il

consolidamento integrale della società Modena Network Spa, come illustrato nelle presenti note al paragrafo

“Variazione dell’ area di consolidamento”.

153



Rischio di credito

Il valore contabile dei crediti commerciali rappresentati in bilancio al 30 giugno 2013 costituisce l’esposizione

teorica massima al rischio di credito per il Gruppo. La procedura in essere che presiede all’erogazione dei

crediti ai clienti 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 e qualora le 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).

154



26 Lavori in corso su ordinazione


Lavori in corso su ordinazione 24.873 20.635 4.238

Totale 24.873 20.635 4.238

I lavori in corso su ordinazione al 30 giugno 2013 sono relativi a commesse di durata pluriennale per le

seguenti tipologie di lavori:

impiantistica, principalmente in relazione ai servizi gas e idrico;

avvio delle attività relative al Wte di Firenze;

progettazione, finalizzata all’acquisizione di commesse sul mercato nazionale e internazionale.

L’incremento rispetto all’esercizio precedente è relativo principalmente all’acquisizione di commesse sul

mercato nazionale e internazionale e a impiantistica relativa al servizio idrico.

155



27 Attività finanziarie


Crediti finanziari verso imprese collegate 36.428 32.960 3.468

Crediti per finanziamenti concessi ad altri 15.666 8.099 7.567

Titoli in portafoglio e polizze finanziarie 5.480 5.480 -

Crediti per mutui da incassare 615 747 (132)

Crediti finanziari diversi 4.567 - 4.567

Totale 62.756 47.286 15.470

“Crediti finanziari verso imprese collegate” costituiti da finanziamenti fruttiferi erogati alle seguenti società:


Tamarete Energia Srl 36.013 31.036 4.977

Modena Network Spa - 1.500 (1.500)

Ghirlandina Solare 244 244 -

Set Spa 115 - 115

Altre minori 56 180 (124)

Totale 36.428 32.960 3.468

Rispetto al 31 dicembre 2012 si segnalano gli ulteriori finanziamenti erogati nei confronti di:

Tamarete Energia Srl, in gennaio e aprile 2013 per complessivi 4.164 migliaia di euro oltre agli

interessi maturati nel periodo e non ancora incassati per 813 migliaia di euro;

Set Spa, interessi maturati nel periodo e non ancora incassati per 115 migliaia di euro.

Inoltre, a seguito del consolidamento integrale della società Modena Network Spa, i finanziamenti concessi

da società del gruppo si elidono all’interno del processo di consolidamento, determinando il decremento

della voce.

Di seguito la composizione della voce “Crediti per finanziamenti concessi ad altri”:


Isontina Reti Gas Spa 4.410 - 4.410

Unirecuperi Srl (Gruppo Unieco) 4.000 4.000 -

EstPiù Spa 2.940 - 2.940

Enomondo Srl 2.425 2.425 -

Trading Srl conti vincolati 1.073 532 541

Wimaxer Spa 204 204 -

Altri minori 614 938 (324)

Totale 15.666 8.099 7.567

156



In relazione alle prospettive di incasso del credito di 4.000 migliaia di euro nei confronti di Unirecuperi Srl si

segnala che nel mese di marzo 2013 Unieco Scrl presentava ricorso ex art. 161, sesto comma, della legge

fallimentare. In data 9 luglio 2013, con il deposito presso il Tribunale di Reggio Emilia del ricorso per

l’omologazione degli accordi conclusi con i creditori ai sensi dell’art. 182 bis RD 267/1942, è cessata la

sottoposizione di Unieco Scrl al procedimento di pre-concordato. Il processo di ristrutturazione non ha

riguardato il credito di Asa Scpa nei confronti di Unirecuperi Srl, che pertanto verrà ripagato in

corrispondenza della sua scadenza naturale.

La variazione rispetto al 31 dicembre 2012 è imputabile all’effetto del consolidamento del Gruppo

AcegasAps in particolare per quanto riguarda le posizioni creditorie verso le società EstPiù Spa e Isontina

Reti Gas Spa.

“Titoli in portafoglio e polizze finanziarie”, comprendono obbligazioni emesse dalla Banca di Credito

Cooperativo per 4.150 migliaia di euro e polizze di investimento con Istituti bancari per 1.330 migliaia di

euro.

“Crediti finanziari diversi”, si tratta di crediti per contributi destinati alla realizzazione degli impianti del

servizio idrico integrato il cui riconoscimento è già stato approvato e deliberato dalle autorità competenti e

per i quali si è in attesa della materiale erogazione. L’incremento è interamente dovuto all’effetto del


157



28 Attività per imposte correnti


Crediti per imposte sul reddito 18.851 12.665 6.186

Credito per rimborso Ires 22.162 18.217 3.945

Totale 41.013 30.882 10.131

I “Crediti per imposte sul reddito” si riferiscono all’eccedenza degli acconti versati per imposte dirette Ires e

Irap rispetto al debito di competenza. I valori al 30 giugno 2013 ricomprendono 9.592 migliaia di euro relativi

al Gruppo AcegasAps.

Il “Credito per rimborso Ires” è relativo al rimborso dell’Ires spettante a seguito della deducibilità dell’Irap

relativa al costo del lavoro dipendente ed assimilato di cui al D.L. 201/2011 e D.L. 16/2012 per gli anni 2007-

2011. La variazione rispetto all’esercizio precedente è dovuta al recepimento dei chiarimenti della C.M. 8/E

del 3 aprile 2013, rispetto alla quale il Gruppo ha dovuto presentare nuove istanze “correttive” al fine di tener

conto delle ultime indicazioni emanate. I valori al 30 giugno 2013 comprendono 4.008 migliaia di euro

derivanti dall’effetto del consolidamento del Gruppo AcegasAps.

158



29 Altre attività correnti


Titoli di efficienza energetica ed emission trading 116.048 92.102 23.946

Cassa conguaglio settore elettrico e gas per perequazione e proventi di continuità

39.925 16.346 23.579

Depositi cauzionali 21.312 22.437 (1.125)

Iva, accise e addizionali 16.959 22.321 (5.362)

Crediti tributari vari 6.423 3.293 3.130

Costi assicurativi 9.938 6.508 3.430

Costi sospesi personale dipendente 8.882 7 8.875

Anticipo a fornitori/dipendenti 8.860 5.668 3.192

Crediti verso società degli asset 7.039 6.884 155

Costi anticipati per locazioni e noleggi 5.917 6.040 (123)

Crediti per componenti tariffarie 4.925 1.712 3.213

Canoni passivi e concessioni servizi a rete 4.452 124 4.328

Contributi 4.136 4.529 (393)

Costi anticipati per smaltimento rifiuti 2.420 3.688 (1.268)

Crediti per dividendi 2.334 0 2.334

Crediti verso istituti previdenziali 1.548 746 802

Crediti verso comuni per moratoria fiscale 34 44 (10)

Altri crediti 34.357 16.659 17.698

Totale 295.509 209.108 86.401

Di seguito sono commentate la composizione e la variazione delle principali voci rispetto al 31 dicembre

2012.

“Titoli di efficienza energetica ed emission trading”, comprende:

certificati verdi, 68.098 migliaia di euro, (55.457 migliaia di euro al 31 dicembre 2012);

certificati bianchi, 37.239 migliaia di euro, (24.001 migliaia di euro al 31 dicembre 2012);

certificati grigi, 10.711 migliaia di euro, (12.644 migliaia di euro al 31 dicembre 2012).

La variazione rispetto all’esercizio precedente è dovuta principalmente all’apporto del Gruppo AcegasAps,

che al 30 giugno 2013, ha contabilizzato certificati verdi per 12.168 migliaia di euro generati dalla produzione

di energia elettrica da fonti rinnovabili e certificati bianchi per 6.851 migliaia di euro,

In relazione ai certificati verdi, per quanto riguarda i Wte di Modena e di Forlì, in base alla normativa

applicabile l’Amministrazione riconosce gli incentivi alla sola energia elettrica riconducibile a fonte

rinnovabile (da parte organica di rifiuti urbani e speciali) quantificabile in un 51% del totale. Nel mese di

dicembre 2012 è avvenuta la cessione al GSE dei certificati relativi al Wte di Modena per gli anni 2009, 2010

e 2011, per la sola quota parte di incentivazione riconducibile a produzione da rifiuti urbani, fatto salvo

successivo conguaglio per la quota parte riconducibile a produzione da rifiuti speciali. Con riferimento a

quest’ultima, tenuto conto della possibilità di applicare le modalità di calcolo forfettario introdotte dal D.M. 6

luglio 2012 anche a produzioni antecedenti il 2013, in seguito a specifica indicazione trasmessa dal

Ministero dello Sviluppo Economico al GSE (lettera MSE del 17 gennaio 2013), nel mese di maggio 2013 è

avvenuta la cessione al GSE dei certificati relativi al Wte di Modena per gli anni 2009, 2010 e 2011.

159



Per quanto riguarda i certificati verdi si segnala inoltre che in fase di riconoscimento, laddove sia già

avvenuto un processo di emissione e cessione dei certificati stessi (Wte di Ferrara e Wte di Modena), il GSE

ha identificato la totalità dei consumi degli impianti 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 determinazione Hera Spa, in base ad analisi tecniche interne e sentiti i propri legali, ha definito diverse

posizioni creditorie iscritte per i periodi di produzione finora considerati relative a tutti gli impianti Wte 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. Da segnalare anche l’emanazione della Delibera

dell’Aeeg n. 47/2013/R/EFR del 7 febbraio 2013 recante “Criteri per l’individuazione dei consumi dei servizi

ausiliari di centrale e delle perdite di trasformazione e di linea per gli impianti di produzione di energia

elettrica che beneficiano degli incentivi previsti dai decreti interministeriali 5 e 6 luglio 2012” i cui contenuti

potranno essere di riferimento nel dirimere tale contenzioso, pur essendo i meccanismi incentivanti, in

essere per gli impianti di Hera Spa, riferibili ad atti normativi precedenti.

“Cassa conguaglio settore elettrico e gas per perequazione e proventi di continuità”, pari a 39.925 migliaia di

euro (16.346 migliaia di euro al 31 dicembre 2012). L’ incremento rispetto all’esercizio precedente è relativo

principalmente al credito maturato verso la Cassa Conguaglio Settore Elettrico in relazione agli sconti

applicati ai clienti delle zone colpite dal terremoto di maggio 2012 per i servizi idrico e gas.

“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, 7.163 migliaia di euro (8.288 migliaia di euro al

31 dicembre 2012). Il decremento è principalmente riconducibile alla restituzione di depositi che

erano stati versati al GME a garanzia dell’acquisto di certificati verdi e della capacità di trasporto

Energia Elettrica su reti internazionali;

depositi a favore dell’Ufficio Tecnico Erariale, 2.149 migliaia di euro (stesso importo al 31 dicembre

2012) a garanzie di versamento delle imposte erariali incassate dai clienti.

“Iva, accise e addizionali”, pari a 16.959 migliaia di euro costituito dai crediti verso l’erario per Imposta sul

valore aggiunto per 9.556 migliaia di euro (di cui Gruppo AcegasAps 5.085 migliaia di euro) e per accise e

addizionali regionali per 7.403 migliaia di euro (di cui Gruppo AcegasAps 349 migliaia di euro). La

variazione rispetto al 31 dicembre 2012 è imputabile ad un decremento di 9.274 migliaia di euro dei crediti

per accise e addizionali regionali (16.677 migliaia di euro al 31 dicembre 2012) e ad un incremento di 3.912

migliaia di euro di crediti per Imposta sul valore aggiunto (5.644 migliaia di euro al 31 dicembre 2012). Tali

variazioni vanno lette congiuntamente alle medesime evidenziate nella voce del passivo “Altre passività

correnti” - nota 40. 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.

“Crediti tributari vari”, pari a 6.423 migliaia di euro (3.293 migliaia di euro al 31 dicembre 2012). Sono relativi

principalmente a crediti di imposta sul teleriscaldamento; l’incremento rispetto al 31 dicembre 2012 è dovuto

principalmente all’apporto del Gruppo AcegasAps (1.203 migliaia di euro).

160



“Costi assicurativi”, pari a 9.938 migliaia di euro (6.508 migliaia di euro al 31 dicembre 2012). Si tratta di costi

per la copertura delle polizze assicurative e fideiussorie, anticipati rispetto alla data di riferimento del

presente bilancio. L’incremento rispetto all’esercizio precedente è dovuto principalmente all’apporto del

Gruppo AcegasAps.

“Costi sospesi personale dipendente”, pari a 8.882 migliaia di euro (7 migliaia di euro al 31 dicembre 2012),

relativi al rateo di quattordicesima mensilità maturato per competenza al 30 giugno 2013.

“Anticipi a fornitori/dipendenti”, pari a 8.860 migliaia di euro (5.668 migliaia di euro al 31 dicembre 2012).

L’incremento rispetto all’esercizio precedente è relativo ad un corrispettivo anticipato ad un fornitore per il

servizio di trasmissione dell’energia elettrica prelevata dalle imprese distributrici dalla rete di trasmissione

nazionale, oltre all’apporto del Gruppo AcegasAps pari a 1.519 migliaia di euro.

“Crediti per componenti tariffarie”, pari a 4.925 migliaia di euro risulta costituito dalle 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.

“Canoni passivi e canoni di concessione per servizi a rete”, pari a 4.452 migliaia di euro (124 migliaia di euro

al 31 dicembre 2012), sono relativi a costi anticipati afferenti i canoni addebitati dalle Società degli Assets.

“Contributi”, pari a 4.136 migliaia di euro (4.529 migliaia di euro al 31 dicembre 2012), 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 l’effettiva quota di

competenza calcolata in base alle tonnellate di rifiuti effettivamente smaltiti.

“Crediti per dividendi”, pari a 2.334 migliaia di euro. Di seguito il dettaglio per società dei dividendi deliberati

nel 2013 relativi al 2012 e non ancora incassati:

Estenergy Spa, 1.623 migliaia di euro (quota che resta in carico al Gruppo dopo il processo di

elisione);

Service Imola Srl, 86 migliaia di euro;

Aimag Spa, 625 migliaia di euro.

Per quanto riguarda i “ Crediti verso comuni per moratoria fiscale” si rinvia a quanto riportato alla nota 15

“Imposte del periodo”.

161



30 Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

Le disponibilità liquide al 30 giugno 2013 ammontano a 483.322 migliaia di euro (424.162 migliaia di euro al

31 dicembre 2012) 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 165 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 483.157 migliaia di euro. Per meglio comprendere le

dinamiche finanziarie intervenute nel corso del 1° semestre 2013 si rinvia al rendiconto finanziario, oltre che

ai commenti riportati nella relazione sulla gestione.

In relazione a tale voce l’apporto del Gruppo AcegasAps è risultato pari a 33.540 migliaia di euro.

162



31 Attività e passività non correnti destinate alla vendita

31-dic-12 Variazioni

Area Berti Pichat

Ramo servizi cimiteriali e

funerariTotale

Area Berti Pichat

Immobilizzazioni materiali 5.912 8.030 13.942 14.154 (212)

Attività immateriali 50 50 - 50

Attività fiscali differite 214 214 - 214

Crediti commerciali 3.355 3.355 - 3.355

Crediti per imposte correnti 106 106 - 106

Altre Attività Correnti 216 216 - 216

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 2.641 2.641 - 2.641

Totale Attività non correnti destinate alla vendita 5.912 14.612 20.524 14.154 6.370

Finanziamenti – scadenti oltre l’esercizio successivo 7.818 7.818 - 7.818

Trattamento fine rapporto ed altri benefici 629 629 - 629

Fondi per rischi ed oneri 171 171 - 171

Banche e finanziamenti – scadenti entro l’esercizio successivo

436 436 - 436

Debiti commerciali 115 115 - 115

Passività per imposte correnti 1.014 1.014 - 1.014

Altre passività correnti 1.161 1.161 - 1.161

Totale Passività non correnti destinate alla vendita 11.344 11.344 - 11.344

30-giu-13

Le attività e passività non correnti destinate alla vendita, in applicazione dell’Ifrs 5, accolgono:

la riclassifica dalle Immobilizzazioni materiali, pari a 5.912 migliaia di euro (14.154 migliaia di euro al

31 dicembre 2012) relativamente ad una porzione di complesso immobiliare sito nell’area Berti

Pichat. L’area in questione è destinata ad un’operazione di riqualificazione che prevede la

costruzione di una nuova palazzina ad uso direzionale e l’urbanizzazione degli spazi circostanti. Il

decremento rispetto al 2012 è dovuto alla ridefinizione dell’area destinata alla vendita connessa alla

nuova trattativa attualmente in essere. Diversamente dalle iniziali aspettative, l'operazione di

cessione non si è conclusa nel corso nell’esercizio 2012 per ragioni non direttamente imputabili alla

società ed essendo in corso le trattative con un nuovo potenziale acquirente, tali attività sono tuttora

classificate come beni destinati alla vendita;

le attività e passività relative alle società Hera Servizi Cimiteriali Srl e Hera Servizi Funerari Srl

poiché si è conclusa la procedura ad evidenza pubblica indetta dal Comune di Bologna con la

conseguente selezione del partner privato per la gestione di tali servizi. In particolare l’atto firmato il

1° agosto 2013, prevede il trasferimento a favore del Comune di Bologna delle citate società.

Le principali attività e passività connesse alle società sopra citate, vengono esposte nella tabella sopra

riportata nelle specifiche voci di attivo e passivo. Le immobilizzazioni materiali ammontano a 8.567 migliaia

di euro e le attività e passività, valutate al minore tra il costo ed il fair value al netto dei costi di vendita,

hanno comportato la rilevazione di una minusvalenza pari a 537 migliaia di euro per la quale si rinvia alla

nota 13 “oneri finanziari”. Relativamente al conto economico, i costi e ricavi, non essendo significativi nel

contesto del Gruppo, non vengono esposti in una specifica voce, come prevede il principio di riferimento

163



32 Capitale sociale e riserve

Il prospetto relativo alla movimentazione del patrimonio netto è riportato al paragrafo 2.01.05 del presente

bilancio consolidato.

Capitale sociale

Il capitale sociale al 30 giugno 2013 è pari a 1.342.876.078 unità di euro, è interamente versato ed è

rappresentato da n. 1.342.876.078 azioni ordinarie del valore nominale di 1 euro cadauna. Tale valore riflette

gli aumenti di capitale a seguito dell’operazione di AcegasAps

Riserve per azioni proprie

La “Riserva per azioni proprie” presenta un valore negativo pari a 13.819 migliaia di euro ed è costituita dal

numero di azioni proprie in portafoglio al 30 giugno 2013 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 positivo pari a

1.339 migliaia di euro e un valore negativo pari a 5.391 migliaia di euro. Tali riserve riflettono le operazioni

effettuate su azioni proprie alla data del 30 giugno 2013. La movimentazione intervenuta nel corso del 1°

semestre 2013 ha generato complessivamente una plusvalenza pari a 2.216 migliaia di euro.

Oneri per aumento capitale sociale

I costi associati all’aumento di capitale sociale afferente all’OPAS sulle azioni di AcegasAps sono pari a 135

migliaia di euro e sono classificati a riduzione del patrimonio netto.

Riserve

La voce riserve, pari a 574.292 migliaia di euro, comprende le seguenti riserve:

“legale”, 41.950 migliaia di euro;

“straordinaria”, 3.675 migliaia di euro;

“rivalutazione”, 2.885 migliaia di euro;

“sovrapprezzo azioni”, 15.269 migliaia di euro;

“contributi in conto capitale”, 5.400 migliaia di euro;

“utili indivisi”, 51.505 migliaia di euro;

“avanzo da concambio”, 42.408 migliaia di euro;

“riserva Ifrs 3”, 278.732 migliaia di euro, relativa alle operazioni d’integrazione di Agea Spa, Meta

Spa , Geat Distribuzione Gas Spa, Sat Spa, Agea Reti Spa, Con.Ami , Area Asset Spa e Gruppo

AcegasAps;

“riserva Ias/Ifrs”, 144.105 migliaia di euro, generatasi a seguito dell’adozione dei principi contabili

internazionali;

“riserva per dividendi percepiti su azioni proprie”, 3.007 migliaia di euro

“riserva utili/perdite attuariali, negativa per 14.644 migliaia di euro.

Riserva Cash Flow-Hedge

Al 30 giugno 2013 è negativa per 4.261 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.

164



33 Banche e finanziamenti a medio/lungo e a breve termine

Al 30 giugno 2013 i debiti finanziari del gruppo Hera ammontano a 3.366.768 migliaia di euro; la quota a

medio-lungo termine è pari a 2.652.058 migliaia di euro (2.440.994 migliaia di euro al 31 dicembre 2012) e

risulta costituita da prestiti obbligazionari (1.959.322 migliaia di euro), mutui e finanziamenti (682.554

migliaia di euro) e altri debiti finanziari (10.182 migliaia di euro).

I finanziamenti a breve termine ammontano a 714.710 migliaia di euro (317.560 milioni di euro al 31

dicembre 2012) e comprendono debiti verso banche e verso altri finanziatori. La variazione del debito a

medio/lungo termine rispetto all’anno precedente è dovuta alla stipula di nuovi finanziamenti per un importo

pari a 800 milioni di euro utilizzati, tra l’altro, per il rifinanziamento dei Puttable bond e loan in portafoglio. In

particolare, all’inizio del 2013 il Gruppo ha emesso un prestito obbligazionario di nominali 700 milioni di euro

della durata di 15 anni al tasso fisso del 5.20%. Il 22 maggio 2013 è stata invece effettuata un’emissione

obbligazionaria da nominali 100 milioni di euro in due tranche con durate pari a 10 e 12 anni al tasso fisso,

rispettivamente, del 3,375% e 3,5%.

Al 30 giugno 2013 il Gruppo Hera presenta garanzie reali destinate a fornire idonea copertura ad alcuni

finanziamenti bancari. In particolare si segnalano:

ipoteche e privilegi speciali su terreni, impianti e macchinari iscritti dal Gruppo Hera a favore del pool

di banche che ha erogato un finanziamento alla controllata Fea Srl il cui importo nominale residuo è

pari a 48.900 migliaia di euro;

ipoteche a garanzia del mutuo erogato alla controllata Nuova Geovis Spa, il cui importo nominale

residuo è pari a 1.781 migliaia di euro;

ipoteche sui fabbricati di Pesaro e Urbino del Gruppo Marche Multiservizi a favore di un istituto

bancario che ha erogato un finanziamento il cui importo nominale residuo è pari a 5.124 migliaia di

euro.

Nella tabella che segue sono riportati i prestiti obbligazionari e i finanziamenti al 30 giugno 2013 con

indicazione della quota in scadenza entro l’esercizio, entro il 5° anno e oltre il 5° anno (importi in milioni di

euro):

TipologiaImporto residuo

30-giu-13Quota entro esercizio Quota entro 5° anno

Quota oltre 5° anno

Bond 1.959 499 1.460

Bond Convertibile 139 139

Finanziamenti e Mutui 788 151 488 148

Mutui assistiti da Garanzia Reale 53 7 32 14

Debiti bancari correnti 372 372

Altri debiti Finanziari 55 45 10

Totale 3.367 715 1.030 1.622

165



Di seguito sono evidenziate le principali condizioni dei prestiti obbligazionari in essere al 30 giugno 2013:

Durata (anni)

ScadenzaValore Nominale

(€/mln)Cedola

Tasso annuale

Bond Convertibile Borsa Valori Lussemburgo 3 1-ott-13 140Fissa,

semestrale.1,75%

Eurobond Borsa Valori Lussemburgo 10 15-feb-16 500 Fissa, annuale. 4,13%

Eurobond Borsa Valori Lussemburgo 10 3-dic-19 500 Fissa, annuale. 4,50%

Bond EuroTLX Markets 13 17-nov-20 100 Fissa

semestrale.6,32%

Bond AflacCross Currency Sw ap

149,8 €mln15 5-ago-24 20.000 JPY Fissa, semestrale. 2,93%

Bond Borsa Valori Lussemburgo 10 22-mag-2023 68 Fissa, annuale. 3,375%

Bond Borsa Valori Lussemburgo 12 22-mag-2025 32 Fissa, annuale. 3,5%

Bond Non quotato 15/20 14-mag-2027/2032 102,5 Fissa, annuale. 5,25%

Bond Borsa Valori Lussemburgo 15 29-gen-2028 700 Fissa, annuale. 5,20%

Prestiti obbligazionari

Al 30 giugno 2013 i bond in essere pari ad un totale nominale di 2.292 milioni di euro presentano un fair

value, determinato quando disponibili le quotazioni di mercato, di 2.443 milioni di euro.

Al 30 giugno 2013 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. E’ altresì prevista la clausola del limite del corporate rating da parte di anche

una sola Agenzia di Rating al di sotto del livello di “Investment Grade” (BBB-).

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 2013 risultano affidamenti non utilizzati per circa 1.000 milioni di euro e 540 milioni di

euro di linee di credito committed interamente disponibili.

166



34 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, che è stato chiuso a far data dal gennaio 1997,

viene movimentato con cadenza trimestrale unicamente per regolare i versamenti effettuati ai pensionati

aventi diritto. 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. Per i benefici di cui sopra sono stati effettuati i ricalcoli utilizzando le medesime tecniche attuariali

già implementate per il trattamento di fine rapporto.

Di seguito viene riportata la movimentazione intervenuta nell’esercizio dei sopra menzionati fondi.

accantonamenti oneri finanziari

Fondo trattamento di fine

rapporto100.925 845 1.770 (1.787) (3.714) 22.784 120.823

Fondo riduzione tari ffaria 6.407 ‐ 92 47 (256) ‐ 6.290

Fondo Premugas 3.172 ‐ 25 45 (200) ‐ 3.042

Sconto gas 2.459 ‐ 26 37 (136) ‐ 2.386

Totale 112.963 845 1.913 (1.658) (4.306) 22.784 132.541

31‐dic‐12Accantonamenti Utilizzi e Altri

movimenti

Variazioni area

di

consolidamento

30‐giu‐13Utili /(perdite)

attuariali

A partire dal 1° gennaio 2013 il gruppo Hera ha applicato il principio Ias 19 revised che prevede l’abolizione

del c.d. “metodo del corridoio” per la contabilizzazione degli utili e delle perdite attuariali. L’applicazione del

nuovo principio ha comportato la rettifica della situazione patrimoniale-finanziaria al 31 dicembre 2012 oltre

che del conto economico dei primi sei mesi dell’esercizio 2012. In particolare il “fondo trattamento di fine

rapporto ed altri benefici” è stato incrementato di 21.597 migliaia di euro in contropartita al “patrimonio netto”

per 17.521 migliaia di euro e alle “passività fiscali differite” per 4.076 migliaia di euro. Tali effetti

ricomprendono il beneficio rilevato nel conto economico dei primi sei mesi del 2012 tra i “costi del personale”

per 613 miglia di euro al netto del relativo effetto fiscale, contabilizzato tra le “imposte del periodo”, per 276

migliaia di euro.

Gli “Utili/(perdite) attuariali” rappresentano la rimisurazione delle passività in conseguenza della variazione

delle ipotesi attuariali. Tali componenti sono rappresentate nello schema di conto economico complessivo

2.01.02 di cui alle presenti note.

Gli “utilizzi e altri movimenti” accolgono principalmente gli importi corrisposti ai dipendenti.

La “Variazione area di consolidamento” accoglie il valore del trattamento di fine rapporto delle società del

Gruppo AcegasAps come indicato al paragrafo “Variazione area di consolidamento” nonché la riclassifica

alle “Attività e passività non correnti destinate alla vendita”, evidenziate nella nota 31, relativa alle società

Hera Servizi Cimiteriali Srl e Hera Servizi Funerari Srl per 629 migliaia di euro.

167



Le principali assunzioni utilizzate nelle stime attuariali sono le seguenti:

30‐giu‐13 31‐dic‐12

2,99% 2,89%

2,10% 2,10%

3,90% 3,90%

3,08% 3,08%

1,10% 1,10%

1,50% 1,50%

Tasso annuo tecnico di attua l i zzazione

Tasso annuo di inflazione

Tasso annuo di aumento retribuzioni compless ive

Tasso annuo di incemento Tfr

Frequenza annua di usci ta dal l 'attivi tà lavorativa per cause diverse da l la morte

Frequenza annua media di uti l i zzo del fondo Tfr

Nell’interpretazione di tali assunzioni occorre considerare quanto segue:

1. per le probabilità di morte, si è fatto riferimento alle tavole Istat SIMF 2009;

2. per le probabilità di inabilità, si è fatto riferimento al modello Inps per le proiezioni al 2010,

distinguendo per sesso;

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;

4. per le probabilità di uscita dall’attività lavorativa per cause diverse dalla morte, sono state

considerate delle frequenze annue distinte per macro categoria professionale, età, sesso,

determinando una percentuale media a livello di gruppo Hera.

Si specifica infine che per le valutazioni attuariali è stata utilizzata la curva dei tassi Euro Composite A.

168



35 Fondi per rischi e oneri

accantonamenti oneri finanziari

Fondo spese chiusura e post‐

chiusura discariche101.015 789 3.780 (6.498) ‐ 99.086

Fondo ripri s tino beni di terzi 107.008 3.716 1.158 ‐ ‐ 111.882

Fondo cause lega l i e

contenzioso del personale24.447 5.490 ‐ (16.411) 8.820 22.346

Altri fondi ri schi e oneri 19.427 9.078 70 (5.945) 17.410 40.040

Totale 251.897 19.073 5.008 (28.854) 26.230 273.354

31‐dic‐12Accantonamenti Utilizzi e Altri

movimenti

Variazioni area

di

consolidamento

30‐giu‐13

Il fondo spese chiusura e post-chiusura discariche, pari a 99.086 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”, evidenziano un decremento di 6.498 migliaia di euro, dovuto dagli effettivi

esborsi monetari per la gestione delle discariche, dei quali 3.466 migliaia di euro sono stati contabilizzati con

contropartita “altri ricavi” (si veda in particolare la nota 5 del conto economico).

Il fondo ripristino beni di terzi, pari a 111.882 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 assets. 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 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.

169



Il fondo cause legali e contenzioso del personale, pari a 22.346 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 con l’Inps (13,8 milioni di euro al 31 dicembre 2012). Si rammenta

che Hera Spa ed alcune società del Gruppo sono state parte di alcuni procedimenti nei confronti dell’INPS

relativi all’accertamento dell’insussistenza dell’obbligo di versamento allo stesso INPS dei contributi per

Cassa Integrazione Guadagni (CIG), Cassa Integrazione Guadagni Straordinaria (CIGS), mobilità,

disoccupazione involontaria, trattamento economico di malattia e per la mancata contribuzione integrale

relativa agli assegni per nucleo famigliare (CUAF) e maternità. Il contenzioso è definitivamente chiuso a

seguito di un accordo sottoscritto il 25 gennaio 2013 tra il Gruppo Hera, l’INPS ed Equitalia e del pagamento

dei contributi dovuti con relativi aggi e interessi. Residuano da pagare le sanzioni civili, per le quali è stata

presentata istanza di riduzione e di dilazione. Il contenzioso con l’Inps accoglie anche il contributo del

Gruppo AcegasAps per 6,1 milioni di euro per far fronte alle passività derivanti dalle cartelle fino ad oggi

pervenute e ancora sospese pari a circa 11,2 milioni di euro. Tale fondo è da considerarsi congruo sulla

base delle informazioni ad oggi in possesso della società, della presumibile evoluzione del contenzioso e dei

pareri legali acquisiti nel tempo. Al riguardo si precisa che entro il mese di luglio saranno pagate le cartelle

arretrate per il periodo post anno 2005 per 3,1 milioni di euro.

Gli altri fondi per rischi e oneri, pari a 40.040 migliaia di euro accolgono stanziamenti a fronte di rischi di

varia natura. Di seguito si riporta una descrizione delle principali voci:

6.298 migliaia di euro, a fronte dei futuri lavori di smantellamento degli impianti di

termovalorizzazione di Trieste e Padova. Il fondo comprende gli oneri finanziari derivanti dal

processo di attualizzazione;

3.765 migliaia di euro, a fronte all’eventuale restituzione della remunerazione del capitale investito in

base alla deliberazione dell’Autorità del 31 gennaio 2013 n.38/2013/R/IDR “Avvio di procedimento

per la restituzione agli utenti finali della componente tariffaria del servizio idrico integrato relativa alla

remunerazione del capitale, abrogata in esito al referendum popolare del 12 e 13 giugno 2011, con

riferimento al periodo 21 luglio - 31 dicembre 2011 non coperto dal metodo tariffario transitorio”;

3.250 migliaia di euro, costituito in relazione a potenziali oneri futuri per la discarica di Ponte San

Nicolò;

2.938 migliaia di euro, costituito a seguito dell’emanazione del Decreto Ministeriale dello Sviluppo

Economico del 20 novembre 2012 “Nuove modalità per la determinazione della componente del

costo evitato di combustibile (Cec), di cui al provvedimento Cip6/92, e determinazione del valore di

conguaglio del Cec per il 2011”, che ha introdotto nuove modalità per la determinazione della

componente del costo evitato di combustibile (Cec) in relazione agli anni 2010, 2011 e 2012;

3.067 migliaia di euro, relativi ad accantonamenti per costi di smaltimento di rifiuti stoccati presso

impianti del Gruppo;

1.988 migliaia di euro, relativo a 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;

1.364 migliaia di euro, costituito per far fronte a manutenzioni cimiteriali ordinarie nel territorio di

Trieste;

1.200 migliaia di euro, fondo costituito a copertura di eventuali perdite future su società partecipate;

1.100 migliaia di euro, relativi ad oneri per disagi ambientali a favore dei Comuni di Forlì e Modena.

In merito a tale tematica sarà l’ATERSIR (Agenzia Territoriale dell’Emila Romagna per i Servizi Idrici

e dei Rifiuti) nell’ambito delle proprie funzioni, ad individuare i criteri per l’assegnazione di tali disagi

ambientali ai comuni ubicati nei pressi degli impianti di smaltimento individuati dai piani d’ambito,

affinché gli stessi oneri possano essere poi riconosciuti in seno alle tariffe del servizio di gestione dei

rifiuti urbani. Peraltro, lo specifico riconoscimento di ATERSIR dell’eligibilità di tali indennizzi in seno

170



alle tariffe di gestione del servizio, rappresenta una condizione propedeutica per addivenire al

rinnovo delle convenzioni nel frattempo scadute (come quelle nei confronti dei Comuni di Forlì e

Modena). Il Gruppo ritiene quindi che, con riferimento ai rifiuti smaltiti negli impianti ubicati in questi

due Comuni, debba essere prevista una passività che rappresenti la migliore stima di quanto in

futuro potrà essere richiesto di riconoscere a tali enti, laddove essi vengano riconosciuti da

ATERSIR.

1.100 migliaia di euro, a fronte dell’eventuale sanzione richiesta dall’Autorità per l’Energia Elettrica

ed il Gas per la mancata sostituzione del 30% delle condotte del gas in ghisa grigia nella zona di

Trieste ai sensi della Delibera dell’Autorità n. 168/2004. Il fondo è comprensivo anche

dell’accantonamento (300 migliaia di euro) per la sanzione dovuta al ritardo dell’implementazione

della tele-lettura dei misuratori del gas, così come richiesto dalla Delibera dell’Autorità per l’Energia

Eletrrica ed il Gas m. 155/2008.

1.604 migliaia di euro, relativo al fondo costituito per far fronte alle perdite effettivamente

consuntivate considerate le prospettive future della società Oikothen Scarl;

1.106 migliaia di euro a fronte dei 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 31 dicembre 2012 corrisponde allo scenario più prudenziale in relazione a quanto

potrà essere riconosciuto ai clienti finali;

1.025 migliaia di euro, relativi a potenziali oneri per la realizzazione e manutenzione di impianti e

discariche;

833 migliaia di euro, per penalità relative al servizio gas;

742 migliaia di euro, per oneri di continuità del servizio elettrico;

434 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;

164 migliaia di euro, relativi agli accantonamenti al “fondo fughe” del servizio idrico per indennizzi a

clienti.

La variazione di area di consolidamento è interamente attribuibile all’effetto del consolidamento del Gruppo

AcegasAps.

.

171



36 Passività fiscali differite


Debiti per imposte differite 76.014 74.038 1.976

Totale 76.014 74.038 1.976

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”.

Si rinvia al dettaglio della nota 15 “Imposte del periodo”.

La variazione evidenzia un incremento della voce da attribuire principalmente all’apporto del Gruppo

AcegasAps.

172



37 Debiti per locazioni finanziarie


Debiti per locazioni finanziarie entro l'esercizio 2.916 3.767 (851)

Debiti per locazioni finanziarie oltre l'esercizio 12.833 13.356 (523)

Totale 15.749 17.123 ( 1.374)

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 principalmente al

pagamento dei canoni maturati nel periodo.

Di seguito si riporta un dettaglio dei debiti per locazione finanziaria suddivisi per categoria di cespite:

DebitiEntro 12 mesi

Debiti m/lTra 1 e 5 anni

Debiti m/lOltre 5 anni

Canoni a scadere

Terreni e fabbricati 1.623 - - 1.704

Impianti e macchinari 1.468 3.472 8.845 20.286

Altri beni mobili 676 1.039 - 1.794

Totale debiti per locazione finanziaria 3.767 4.511 8.845 23.784

Debiti per locazione finanziaria31-dic-12

DebitiEntro 12 mesi

Debiti m/lTra 1 e 5 anni

Debiti m/lOltre 5 anni

Canoni a scadere

Terreni e fabbricati 786 - - 836

Impianti e macchinari 1.428 3.521 8.566 19.679

Altri beni mobili 702 746 - 1.380

Totale debiti per locazione finanziaria 2.916 4.267 8.566 21.894

30-giu-13Debiti per locazione finanziaria

Di seguito si riporta il valore netto dei beni iscritti in bilancio (si rimanda ai valori indicati alla nota 16

“Immobilizzazioni materiali”):

Incrementi Decrementi

Terreni e fabbricati 9.765 0 (3.865) 5.900

Impianti e macchinari 16.646 452 (1.546) 15.552

Altri beni mobili 2.025 84 (293) 1.817

Totale beni detenuti attraverso contratti di leasing finanziario 28.436 536 ( 5.704) 23.269

Valore netto beni iscritti in bilancio 31-dic-12

Beni detenuti attraverso contratti di leasing finanziario

30-giu-13

Si precisa che i dati sopra esposti rappresentano unicamente i beni utilizzati in relazione a contratti di leasing

ancora in essere.

173



38 Debiti commerciali


Debiti verso fornitori 597.888 626.340 (28.452)

Debiti verso fornitori per fatture da ricevere 474.878 515.150 (40.272)

Debiti per acconti ricevuti 14.863 18.315 (3.452)

Debiti verso società collegate 5.063 6.036 (973)

Debiti verso società controllate non consolidate 138 (3) 141

Totale 1.092.830 1.165.838 ( 73.008)

“Debiti verso fornitori”, interamente di natura commerciale e inclusivi dello stanziamento per “fatture da

ricevere”, ammontano a 1.072.766 migliaia di euro al 30 giugno 2013 rispetto a 1.141.490 migliaia di euro

del 31 dicembre 2012.

“Debiti per acconti ricevuti”, riguardano anticipazioni ricevute in relazione a contratti di appalto di bonifica

ambientale e fornitura gas. Le principali variazioni rispetto al 31 dicembre 2012 sono relative a:

una riduzione degli acconti ricevuti da parte della collegata Set Spa relativamente ai certificati verdi

dell’anno 2011 e certificati grigi dell’anno 2012 che sono stati fisicamente trasferiti alla società citata

e contabilizzati nella voce “Ricavi”;

un incremento per lavori di bonifica ambientale, 510 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:


Estense Global Service Soc.Cons. a r.l. 1.800 775 1.025

SO. SEL Spa 1.368 1.748 (380)

FlamEnergy Trading Gmbh 1.009 1.310 (301)

Service imola Srl 985 704 281

SGR Servizi Spa 604 606 (2)

Aimag Spa 526 600 (74)

SET Spa (1.264) (413) (851)

Altre minori 35 706 (671)

Totale 5.063 6.036 ( 973)

174



39 Passività per imposte correnti


Debiti per imposte sul reddito 88.507 6.202 82.305

Debiti per imposta sostitutiva 14.187 14.261 (74)

Totale 102.694 20.463 82.231

“Debiti per imposte sul reddito” è comprensivo delle imposte stanziate per competenza sul reddito del

periodo, oltre che della posizione debitoria residua in relazione al reddito prodotto nell’esercizio precedente.

L’apporto del Gruppo AcegasAps è pari a 22.663 migliaia di euro.

“Debiti per imposta sostitutiva”, relativi alle rate residue di imposta per le operazioni di affrancamento già

contabilizzate negli esercizi precedenti (si rinvia alla nota 15 “Imposte del periodo”).

175



40 Altre passività correnti


Accise e addizionali 116.301 11.044 105.257

Contributi in conto impianti 107.138 76.546 30.592

Depositi cauzionali 86.592 81.561 5.031

Debiti per Tares 71.726 - 71.726

Cassa conguaglio settore elettrico e gas per perequazione 60.091 15.427 44.664

Personale 42.738 29.602 13.136

Imposta sul valore aggiunto 39.425 13.974 25.451

Debiti verso istituti di previdenza 35.834 23.041 12.793

Debit per anticipi verso Cassa Conguaglio 18.684 18.684 -

Debiti per componenti tariffarie 17.954 15.253 2.701

Debiti verso soci per dividendi 12.842 5.950 6.892

Ritenute ai dipendenti 11.749 11.667 82

Comuni per disagi ambientali e costituzione di garanzie 8.602 9.899 (1.297)

Assicurazioni e franchigie 4.046 3.845 201

Altri debiti tributari 2.924 3.396 (472)

Clienti 2.714 2.387 327

Titoli di efficienza energetica ed emission trading 1.168 4.045 (2.877)

Canoni fognatura 700 591 109

Amministratori e Sindaci 322 286 36

Lavori c/terzi per studi/proget/cons. 6 8 (2)

Altri debiti 47.029 22.854 24.175

Totale 688.585 350.060 338.525

Di seguito sono commentate le voci più significative e le relative variazioni rispetto al 31 dicembre 2012.

“Accise e addizionali”, per le motivazioni del significativo incremento si rinvia alla nota 29 “Altre attività

correnti” e in particolare al meccanismo che regola i rapporti finanziari con l’Erario. Nei valori al 30 giugno

2013 l’effetto del consolidamento del Gruppo AcegasAps è pari a 11.701 migliaia di euro.

“Contributi in conto impianti”, si riferiscono agli investimenti nel settore idrico e ambiente; tale voce si

decrementa proporzionalmente alle quote di ammortamento calcolate sulle immobilizzazioni di riferimento. Il

contributo derivante dal consolidamento del Gruppo AcegasAps è pari a 33.779 migliaia di euro.

“Depositi cauzionali”, riflettono quanto versato dai clienti in relazione ai contratti di somministrazione gas,

acqua ed energia elettrica. L’incremento della voce è dovuto al consolidamento del Gruppo AcegasAps

(6.780 migliaia di euro).

“Debiti per Tares”, riflettono il debito verso alcuni Comuni che hanno affidato a Hera la gestione della Tares

(tassa rifiuti e servizi) che a partire da gennaio 2013 ha sostituito la Tarsu (tariffa rifiuti urbani) e la Tia (tariffa

igiene ambientale). La voce rappresenta le posizioni debitorie maturate in relazione agli acconti tares

fatturati in nome e per conto dei Comuni stessi e le addizionali provinciali sugli acconti Tares che i Comuni

stessi dovranno essere riversati alle rispettive Province.

176



“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. L’incremento rispetto all’esercizio precedente deriva dal consolidamento

del Gruppo AcegasAps, (27.476 migliaia di euro), oltre al fatto che le componenti di sistema del servizio gas,

relativamente al 2° bimestre 2013, sono state versate il 1° luglio (primo giorno non festivo successivo alla

data del termine del semestre).

“Personale”, è relativo a ferie maturate e non godute al 30 giugno 2013, al premio di produttività e agli

stipendi contabilizzati per competenza. L’incremento è relativo al consolidamento del Gruppo AcegasAps

(8.057 migliaia di euro), altre all’incremento delle ferie maturate e non godute e al premio di produttività

rispetto al 31 dicembre 2012.

“Imposta sul valore aggiunto” l’incremento rispetto all’esercizio precedente è dovuto al consolidamento del

Gruppo AcegasAps (5.148 migliaia di euro), oltre all’effetto derivante dagli acconti versati che ne riducono

l’esposizione debitoria..

“Debiti verso istituti di previdenza”, relativi ai contributi dovuti agli Enti relativamente alla mensilità di giugno

2013. Nel saldo al 30 giugno 2013 l’effetto del consolidamento del Gruppo AcegasAps è pari a 6.857

migliaia di euro.

“Debiti per anticipi verso Cassa conguaglio”, 18.684 migliaia di euro al 30 giugno 2013 pari al debito

costituito a fronte delle anticipazioni non onerose concesse dalla Cassa conguaglio settore elettrico in

ottemperanza al meccanismo di integrazione disposto dalle delibere Aeeg n. 370 del 20 settembre 2012 e n.

519 del 6 dicembre 2012, a fronte di crediti scaduti e non riscossi vantati nei confronti dei clienti gestiti in

regime di “salvaguardia” alla data del 31 dicembre 2011. L’importo incassato rappresenta il 60%

dell’ammontare vantato.

“Debiti verso soci per dividendi”, riflette la posizione debitoria nei confronti dei soci di minoranza delle

seguenti società controllate:

Fea Srl 5.390 migliaia di euro (5.586 al 31 dicembre 2012 );

Romagna Compost Srl 329 migliaia di euro ( 364 migliaia di euro al 31 dicembre 2012);

Sinergia Srl 246 migliaia di euro;

Herambiente Spa 4.059 migliaia di euro;

Marche Multiservizi Spa 1.195 migliaia di euro;

EstEnergy Spa 1.623 migliaia di euro.

“Comuni per disagi ambientali e costituzione di garanzie”, riguardano i contributi da liquidare ai Comuni a

titolo di indennizzo danni ambientali proporzionalmente in proporzione ai rifiuti conferiti nei rispettivi impianti

alla data del 31 dicembre 2012. La riduzione rispetto al 2011 è dovuta ai pagamenti effettuati nel 2012.

“Altri debiti tributari” comprendono principalmente il debito per ecotassa relativo all’ultimo trimestre 2012,

versato nel 2013.

“Titoli di efficienza energetica ed emission trading” si riferiscono a:

certificati grigi per 1.119 migliaia di euro (1.768 migliaia di euro al 31 dicembre 2012);

certificati verdi per 49 migliaia di euro (2.277 migliaia di euro al 31 dicembre 2012).

177



Tale appostazione riflette l’obbligo di riconsegna di certificati nei confronti delle autorità competenti in base

alle norme vigenti.

“Altri debiti”, la voce si incrementa principalmente per effetto del consolidamento del Gruppo AcegasAps per

21.853 migliaia di euro.

178



Commenti al Rendiconto Finanziario Consolidato

Investimenti in imprese e rami aziendali

Nel corso del primo semestre dell’esercizio 2013 è stato acquisito il controllo del Gruppo AcegasAps e sono

stati effettuati investimenti minori in partecipazioni consolidate e non. Si riporta nella tabella seguente il

dettaglio degli esborsi di cassa e delle disponibilità liquide acquisite:

euro migliaia

Operazioni che hanno portato all'ottenimento del controllo

Corrispettivo in contanti acquisizione Gruppo AcegasAps (9.425)Corrispettivo in contanti acquisizione Modena Network Srl (230)Altre operazioni minori (34)Investimenti in partecipazioni non consolidateAumento capitale sociale Galsi (208)Altri investimenti minori (15)Totale esborsi di cassa (9.912)Disponibilità liquide del Gruppo AcegasAps 26.413Disponibilità liquide relative ad altre operazioni minori 0Totale disponibilità liquide acquisite 26.413

Investimenti in imprese e rami aziendali al netto delledisponibilità liquide

16.501

Con riferimento all’operazione di aggregazione del Gruppo AcegasAps, per l’analisi dei fair value degli asset

acquisiti e delle passività assunte si rimanda al paragrafo “Tabella riepilogativa degli effetti maturati in sede

di business combination” all’inizio delle presenti note.

Disinvestimenti in partecipazioni

Nel corso del primo semestre dell’esercizio 2013 è stata ceduta da Herambiente SpA l’intera partecipazione

nella società collegata Refri Srl, inoltre la business unit “Cimiteriali” di Hera SpA è stata classificata come

gruppo in dismissione ai sensi dell’Ifrs 5. Si riporta nella tabella seguente il dettaglio degli incassi e delle

disponibilità liquide cedute o riclassificate:

euro migliaia

Disinvestimenti in partecipazioni consolidate

Corrispettivo in contanti cessione Refri Srl 2.300

Disinvestimenti in partecipazioni non consolidate

Altre operazioni minori 41

Totale incassi da cessione 2.341

Disponibilità liquide Gruppi in dismissione (2.641)

Disponibilità liquide relative ad altre operazioni minori 0

Totale disponibilità liquide trasferite (2.641)

Disinvestimenti in partecipazioni al netto delle disponibilitàliquide

(300)

Acquisto quote di partecipazioni in imprese consolidate

Il valore si riferisce all’esborso di cassa connesso all’acquisto dell’intera partecipazione di minoranza (pari al 49% del capitale sociale) in Nuova Geovis SpA da parte di Herambiente SpA.

179



IFRS 8

Conto economico giugno 2013

GasEnergia

ElettricaCiclo

IdricoAmbiente

AltriServizi

Struttura TotaleBilancio

Consolidato

Ricavi diretti 975,2 725,9 329,4 401,8 90,4 14,1 2.536,9 2.536,9

Ricavi Infra ‐ci cl i 8,2 45,2 5,4 17,9 5,9 0,1 82,7

Totale ricavi diretti 983,4 771,1 334,8 419,7 96,3 14,2 2.619,5 2.536,9

Ricavi indi retti 4,4 1,2 1,3 3,7 3,6 ‐14,2 0,0

Ricavi totali 987,8 772,3 336,1 423,4 99,9 0,0 2.619,5 2.536,9

MOL 174,2 43,7 102,4 121,2 3,8 0,0 445,3 445,3

Amm.ti e Acc.ti Diretti 30,9 29,5 45,1 63,1 14,7 15,4 198,7 198,7

Amm.ti e Acc.ti Indi retti 3,6 2,0 5,0 4,5 0,4 ‐15,4

Amm.ti e Acc.ti Totali 34,5 31,5 50,0 67,6 15,0 0,0 198,7 198,7

R.O. 139,7 12,2 52,4 53,6 -11,2 0,0 246,6 246,6

Conto economico giugno 2012 rettificato

GasEnergia

ElettricaCiclo

IdricoAmbiente

AltriServizi

Struttura TotaleBilancio

Consolidato

Ricavi diretti 963,1 775,0 282,0 305,7 42,7 14,9 2.383,4 2.383,4

Ricavi Infra ‐ci cl i 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 16,5 2.491,4 2.383,4

Ricavi indi retti 2,7 0,7 1,1 12,0 0,0 ‐16,5 0,0

Ricavi totali 994,0 812,2 286,4 348,9 49,9 0,0 2.491,4 2.383,4

MOL 148,7 35,3 74,0 90,0 9,7 0,0 357,6 357,6

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 Indi retti 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. 120,7 13,3 35,5 36,1 0,5 0,0 206,0 206,0


180



Stato patrimoniale giugno 2013

Capitale Circolante

Netto

Immobilizzazioni Nette

FondiPatrimonio

Netto

Posizione Finanziaria

Netta

Bilancio Consolidato

Totale Attività 2.063,0 5.314,5 0,0 0,0 636,7 8.014,2

Attivi tà di natura finanziaria e

disponibi l i tà l iquide636,7 636,7

Attivi tà di natura fi sca le 65,4 139,5 205,0

Attivi tà di Gruppo non al locate 5,9 391,4 397,3

Attività di Settore 1.991,7 4.783,5 0,0 0,0 0,0 6.775,2

‐ di cui:

GAS 667,8 1.135,7 1.803,5

En. El . 467,6 640,4 1.107,9

Ciclo Idri co 287,1 1.477,5 1.764,6

Ambiente 425,5 1.328,7 1.754,2

Altri Servizi 143,7 201,2 345,0

Totale Passività 1.925,8 24,3 481,9 2.199,6 3.382,5 8.014,2

Pass ivi tà di natura finanziaria e

finanziamenti3.382,5 3.382,5

Pass ivi tà di natura fi sca le 273,8 0,0 76,0 349,8

Pass ivi tà di Gruppo non a l locate 0,0 24,3 4,0 2.199,6 2.228,0

Passività di Settore 1.652,0 0,0 401,9 0,0 0,0 2.053,9

‐ di cui:

GAS 479,9 95,5 575,4

En. El . 340,9 18,8 359,7

Ciclo Idri co 289,2 90,0 379,2

Ambiente 417,4 178,2 595,6

Altri Servizi 124,6 19,3 144,0

Totale Complessivo 137,2 5.290,1 -481,9 -2.199,6 -2.745,8 0,0

181



Stato patrimoniale dicembre 2012 rettificato

Capitale Circolante

Netto

Immobilizzazioni Nette

FondiPatrimonio

Netto

Posizione Finanziaria

Netta

Bilancio Consolidato

Totale Attività 1.688,8 4.433,1 0,0 0,0 577,6 6.699,5

Attivi tà di natura finanziaria e

disponibi l i tà l iquide577,6 577,6

Attivi tà di natura fi sca le 56,5 111,5 168,0

Attivi tà di Gruppo non a l locate 14,1 343,1 357,2

Attività di Settore 1.618,2 3.978,6 0,0 0,0 0,0 5.596,7

‐ di cui:

GAS 581,5 938,5 1.520,0

En. El . 511,0 554,2 1.065,2

Ciclo Idrico 189,2 1.172,7 1.361,9

Ambiente 286,4 1.188,7 1.475,1


Totale Passività 1.574,6 14,5 438,9 1.877,4 2.794,2 6.699,5

Pass ivi tà di natura finanziaria e

finanziamenti2.794,2 2.794,2

Pass ivi tà di natura fi sca le 61,1 0,0 74,0 135,2

Pass ivi tà di Gruppo non a l locate 0,0 14,5 4,0 1.877,4 1.895,8

Passività di Settore 1.513,5 0,0 360,9 0,0 0,0 1.874,3

‐ di cui:

GAS 474,8 88,0 562,8

En. El . 436,6 16,2 452,8

Ciclo Idrico 231,1 85,0 316,1

Ambiente 321,8 163,9 485,6


Totale Complessivo 114,2 4.418,7 -438,9 -1.877,4 -2.216,6 0,0


182



2.03.02 Note esplicative parti correlate

183



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. A partire dal 2012, la competenza in materia tariffaria

è stata demandata all’ Autorità per l’ Energia Elettrica e il Gas che, nell’ambito di tale funzione assegnatagli,

ha deliberato un metodo tariffario transitorio per il 2012-2013. Le nuove tariffe 2013 saranno approvate dalla

stessa Autorità nel corso del 2 semestre 2013.

Gli enti locali affidanti hanno concesso 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 ex Aato (ora Atersir).

184



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. A partire dal 2013, la normativa di riferimento per la

determinazione e applicazione del corrispettivo a copertura del costo dei servizi erogati, è quella sulla Tares.;

il corrispettivo spettante al gestore è stato definito con riferimento al DPR 158/99, con lo scorporo della

quota relativa alle attività di accertamento e riscossione; tali attività di accertamento e riscossione, laddove

affidate al gestore, sono fatturate distintamente ai singoli Comuni.. 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.

185



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.

Per quanto attiene all’energia elettrica, gli affidamenti (di durata trentennale con scadenza al 2031 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.Per quanto attiene al servizio di distribuzione 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”).

186



2.04 Indebitamento finanziario

187



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‐2013 31‐dic‐2012



Debiti bancari correnti (375,0) (74,7)

Parte corrente dell 'indebitamento bancario (297,8) (225,7)

Altri debiti finanziari correnti (41,9) (17,1)

Debiti per locazioni finanziarie scadenti entro l 'esercizio successivo (2,9) (3,8)

c Indebitamento finanziario corrente (717,6) (321,3)

d=a+b+c Indebitamento finanziario corrente netto (171,5) 150,2


Debiti bancari non correnti e obbligazioni emesse (2.597,9) (2.371,0)

Altri debiti finanziari non correnti (10,2) 0

Debiti per locazioni finanziarie scadenti oltre l 'esercizio successivo (12,8) (13,4)

f Indebitamento finanziario non corrente (2.620,9) (2.384,4)

g=e+f Indebitamento finanziario non corrente netto (2.574,3) (2.366,8)

h=d+g Indebitamento finanziario netto (2.745,8) (2.216,6)

188



2.04.02 Indebitamento finanziario netto – delibera 15519 del 2006 (€/milioni)

A B C D A B C D



di cui correlate 36,4 0,6 0,2 33,0 0,2

Debiti bancari correnti ‐375,0 ‐74,7

Parte corrente dell'indebitamento bancario ‐297,8 ‐225,7

Altri debiti finanziari correnti ‐41,9 ‐10,1 ‐17,1

Debiti per locazioni finanziarie scadenti entro l 'esercizio successivo ‐2,9 ‐3,8

c Indebitamento finanziario corrente ‐717,6 ‐10,1 ‐321,3

d=a+b+c Indebitamento finanziario corrente netto ‐171,5 36,4 ‐9,5 0,2 150,2 33,0 0,2


di cui correlate 20,1 25,0 17,1

Debiti bancari non correnti e obbligazioni emesse ‐2.597,9 ‐2.371,0

Altri debiti finanziari non correnti ‐10,2 ‐0,8 ‐7,9 0,0

Debiti per locazioni finanziarie scadenti oltre l 'esercizio successivo ‐12,8 ‐13,4

f Indebitamento finanziario non corrente ‐2.620,9 ‐0,8 ‐7,9 ‐2.384,4

g=e+f Indebitamento finanziario non corrente netto ‐2.574,3 19,3 17,1 ‐2.366,8 17,1

di cui correlate

h=d+g Indebitamento finanziario netto ‐2.745,8 ‐2.216,6

di cui correlate 55,7 7,6 0,2 50,1 0,2

Variazione parti correlate:

Hera spa ha concesso finanziamento fruttifero alla società Tamarete Energia Srl 36,0 31,0

Herambiente ha concesso un finanziamento fruttifero alla società Refri Srl 0,2

Hera spa somme riscosse per tares da versare ai comuni di Modena e Imola ‐8,9

Acantho Spa ha concesso finanaziamento fruttifero alla società Modena Network Spa 1,5

Hera Spa ha concesso finanziamento fruttifero alla società Modena Network Spa 1,0

Hera Spa ha concesso finanziamento fruttifero alla società Oikothen Scral 2,6 2,6

Hera spa ha concesso finanziamento fruttifero alla società Set Spa 13,2 10,1

Hera Spa ha concesso finanziamento fruttifero alla società Sei Spa 3,5 3,5

Hera Energie Rinnovabili Spa ha concesso un finanziamento fruttifero a Ghirlandina Solare Srl 0,2 0,2

Acantho ha concesso un finanziamento non fruttifero alla società Wimaxer Spa 0,2 0,2

Acantho debito finanziario verso la società Aimag Spa ‐0,8

Marche Multiservizi spa ‐ concesso finanziamento fruttifero alla società Natura Srl 1,0

Acegas Aps ‐ credito finanz.nei confronti del comune di Padova per costruz. Imp.fotovoltaici 25,2

Acegas Aps ‐ debito verso comune di Trieste per Cassa Pensionati Dipendenti ‐8,7

55,7 7,6 0,2 50,1 0,2

di cui correlate30‐giu‐13 di cui correlate 31‐dic‐12

189



2.05 Partecipazioni: elenco delle società consolidate

Società Controllate

Denominazione Sede legale Capitale SocialeInteressenza

complessiva

diretta indiretta

Capogruppo: Hera Spa Bologna 1.340.383.538

Acantho Spa Imola (BO) 22.500.000 79,94% 79,94%

Acegas ‐Aps Spa Tries te 283.690.763 99,78% 99,78%

AcegasAps Service Srl Padova 1.480.400 99,78% 99,78%

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 Consorti le Bologna 200.000 59,38% 59,38%

CST Srl Pordenone 104.000 99,78% 99,78%

Energonut Spa Bologna 2.481.795 75,00% 75,00%

Eris Scrl Ravenna 300.000 51,00% 51,00%

Feronia Srl Fina le Emi l ia (MO) 2.430.000 52,50% 52,50%

Frul lo 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 70,54% 70,54%

Hera Energie Srl Bologna 926.000 51,00% 51,00%

Hera Energie Rinnovabi l i Spa Bologna 1.832.000 100,00% 100,00%

Hera Luce Srl San Mauro Pascol i (FC) 1.000.000 89,58% 89,58%

Hera Servi zi Cimiteria l i Srl . Bologna 20.000 100,00% 100,00%

Hera Servi zi Funerari Srl Bologna 10.000 100,00% 100,00%

Herasocrem Srl Bologna 100.000 51,00% 51,00%

Hera Trading Srl Tries te 22.600.000 100,00% 100,00%

Iniziative Ambienta l i Srl Padova 110.000 99,78% 99,78%

Ins igna Srl Padova 10.000 99,78% 99,78%

Marche Multi servi zi Spa Pesaro 13.484.242 44,62% 44,62%

Medea Spa Sassari 4.500.000 100,00% 100,00%

MMS Ecologica Srl Pesaro 95.000 44,62% 44,62%

Modena Network Spa Modena 3.000.000 14,00% 31,97% 45,97%

Naonis Energia Srl in l iquidazione Aviano (PN) 100.000 58,87% 58,87%

Naturambiente Srl Pesaro 50.000 44,62% 44,62%

NestAmbiente Srl Padova 1.748.472 99,78% 99,78%

Nuova Geovis Spa Sant'Agata Bolognese (BO) 2.205.000 75,00% 75,00%

Ri la Gas AD Sofia (Bulgaria ) 33.337lev/000 99,78% 99,78%

Romagna Compost Srl Cesena 3.560.002 45,00% 45,00%

SiGas d.o.o Pozega (Serbia) 162.260.057,70 din 95,57% 95,57%

Sinergia Srl Forl ì 579.600 59,00% 59,00%

Sinergie Spa Padova 11.168.284 99,78% 99,78%

Società Ita l iana Lining Srl Padova 90.000 99,78% 99,78%

Sotris Spa Ravenna 2.340.000 5,00% 52,50% 57,50%

Svi luppo Ambiente Toscana Srl Bologna 10.000 95,00% 3,75% 98,75%

Trieste Onoranze e Trasporti Funebri Srl Tries te 50.000 99,78% 99,78%

Tri ‐Generazione Srl* Padova 100.000 69,85% 69,85%

Uniflotte Srl Bologna 2.254.177 97,00% 97,00%

* i l capi ta le del la società Trigenerazione Srl ri sul ta versato per € 25.000

Percentuale

posseduta

Società a Controllo Congiunto


complessiva

diretta indi retta

Ari s tea Sinergie I l luminazione Scarl* Padova 10.000 49,89% 49,89%

Enomondo Srl Faenza (RA) 14.000.000 37,50% 37,50%

Estenergy Spa Tries te 1.718.096 50,89% 50,89%

Est Reti Elettri che Spa Gorizia 17.450.000 29,93% 29,93%

Estpiù Spa Gorizia 7.100.000 29,93% 29,93%

Isontina Reti Gas Spa Gradisca D'Isonzo (GO) 17.450.000 29,93% 29,93%

* i l capi ta le del la società Aris tea Sinergie I l luminazione Scarl ri sul ta versato per 2.500

Percentuale

posseduta

190



Società Collegate


complessiva

diretta indi retta

Aimag Spa* Mirandola (MO) 78.027.681 25,00% 25,00%

Elettrogorizia Spa Tries te 5.600.000 32,93% 32,93%

FlameEnergy Trading Gmbh Vienna 3.000.000 50,00% 50,00%

Ghirlandina Solare Srl Concordia Sul la Secchia (MO) 60.000 33,00% 33,00%

Q.Thermo Srl Fi renze 10.000 39,50% 39,50%

Set Spa Mi lano 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%

* i l capi ta le socia le del la società è costi tui to da € 67.577.681 di azioni ordinarie e da € 10.450.000 di azioni correlate

Percentuale

posseduta

191

Approvata n

2.06 Attes

nel CdA di Her

stazione a

ra Spa del 28 a

art154 bis

Gruppo Hera

agosto 2013

decreto le

a – Relazione F

egislativo

Finanziaria Se

58 98

emestrale Connsolidata al 330 giugno 2013

192



2.07 Relazione della Società di Revisione

193

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

Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2013

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