RELAZIONE FINANZIARIASEMESTRAL E AL 30 GIUGNO · 2019. 9. 19. · della società Linea Com S.r.l....

RELAZIONE

FINANZIARIASEMESTRALE AL

30 GIUGNO 2015

RELAZIONE FINANZIARIA

RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE AL 30 GIUGNO 2018

1

I. INTRODUZIONE ............................................................................................................................... 2

Attività .................................................................................................................................................... 4

Dati di sintesi e principali indicatori del Gruppo .................................................................................... 4

Struttura e società del gruppo LGH ........................................................................................................ 6

II. RISULTATI CONSOLIDATI E ANDAMENTO DELLA GESTIONE ............................................ 9

Sintesi Economica, Patrimoniale e Finanziaria del Gruppo .................................................................. 10

Eventi di rilievo del periodo ................................................................................................................. 20

Eventi di rilievo successivi al 30 giugno 2018 ..................................................................................... 20

Gestione dei rischi ................................................................................................................................. 20

Evoluzione della regolazione ed impatti sulle Business Units del Gruppo........................................... 31

Aggiornamento delle principali vertenze giudiziarie e fiscali in corso ................................................. 51

III. PROSPETTI CONTABILI CONSOLIDATI .................................................................................... 55

Prospetti contabili ................................................................................................................................. 56

La relazione finanziaria semestrale ....................................................................................................... 64

IV. NOTE ILLUSTRATIVE ALLA RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE .......................... 65

Schemi di bilancio ................................................................................................................................. 66

Criteri di redazione ............................................................................................................................... 67

Variazione di principi contabili internazionali ...................................................................................... 67

Area di consolidamento ........................................................................................................................ 70

Criteri e procedure di consolidamento .................................................................................................. 72

Note illustrative alle voci di conto economico ...................................................................................... 74

Note illustrative alle voci della situazione patrimoniale-finanziaria ..................................................... 81

Garanzie e impegni con i terzi .............................................................................................................. 97

note sui rapporti con le parti correlate .................................................................................................. 98

Altre informazioni ............................................................................................................................... 100

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I. INTRODUZIONE

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CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE PRESIDENTE Antonio Vivenzi AMMINISTRATORE DELEGATO Massimiliano Spiridione Masi CONSIGLIERI Maria Ester Benigni

Emilia Rio Rita Daniela Giupponi Fiorella Lazzari Lorenzo Giorgio Giussani Fulvio Roncari Dino Martinazzoli Salvatore Nupieri Massimo Maria Mustarelli Matteo Neri

COLLEGIO SINDACALE PRESIDENTE Catia Rosa Sinelli SINDACI EFFETTIVI Patrizia Apostoli Antonio Fezzi SINDACI SUPPLENTI Simona Pezzolo De Rossi Luigi Foresti

SOCIETÀ DI REVISIONE EY S.p.A.

4

ATTIVITÀ Il Gruppo LGH è una multiutility nata nell’ottobre 2006 dall’aggregazione di cinque utility locali la cui struttura organizzativa è caratterizzata da un accentramento delle funzioni corporate nella capogruppo Linea Group Holding Spa e dal presidio dei business in cui opera attraverso società dedicate o società di scopo. In data 4 agosto 2016, in seguito alla sottoscrizione di un accordo di partnership industriale ed al conseguente acquisto da parte di A2A Spa del 51% del Capitale Sociale di LGH Spa, il Gruppo LGH è entrato a far parte del Gruppo A2A.

DATI DI SINTESI E PRINCIPALI INDICATORI DEL GRUPPO Si riportano nelle tabelle che seguono i principali valori e alcuni indicatori di bilancio del Gruppo LGH, oltre ai dati quantitativi rappresentativi dell’andamento della gestione nel semestre.

1. DATI ECONOMICI (importi in migliaia di €) 30.06.2018 % sui ricavi 30.06.2017 % sui ricavi

Ricavi netti 306.303 100,00% 263.301 100,00%

Margine operativo lordo 44.695 15,59% 44.258 16,81%

Risultato operativo 21.771 7,11% 21.930 8,33%

Risultato prima delle imposte 15.836 5,17% 11.002 4,18%

Risultato netto 10.590 3,46% 6.090 2,31%

Il Gruppo LGH ha chiuso il semestre 2018 con un fatturato consolidato di 306.303 migliaia di €, in aumento di 43.002 migliaia di € rispetto al primo semestre 2017 (+16%), mentre il risultato netto di periodo presenta un incremento di 4.500 migliaia di € (+74%).

2. DATI PATRIMONIALI (importi in migliaia di €) 30.06.2018 31.12.2017

CIN (Capitale Investito Netto) 507.269 552.636

PFN (Posizione Finanziaria Netta) -300.065 -342.497

PNG (Patrimonio Netto di Gruppo) -193.353 -192.502

PNT (Patrimonio Netto di Terzi) -13.851 -17.637

PNC (Patrimonio Netto Consolidato) -207.204 -210.139

RNG (Risultato Netto di Gruppo) 10.451 -257

RNT (Risultato Netto di Terzi) 139 -1.066

RNC (Risultato Netto Consolidato) 10.590 -1.323

Indice di indebitamento = PFN / PN 1,45 1,63

Sotto il profilo finanziario, l’indebitamento netto del Gruppo al 30 giugno 2018 è diminuito di 42.432 migliaia di €, mentre l’indice di indebitamento passa dall’1,63 all’1,45.

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3. PRINCIPALI INDICI 30.06.2018 30.06.2017

ROE (Return On Equity) = RNG / PNG 5.41% 3,49%

ROE (Return On Equity) = RNC / PNC 5,11% 2,79%

ROI (Return On Investment) = RISULTATO OPERATIVO / CIN 4,29% 3,80%

4. PRINCIPALI DATI QUANTITATIVI

30.06.2018 30.06.2017 DELTA %

Quantità rifiuti gestiti* Kton 447 518 -13,7%

Gas distribuito Mmc 352 334 +5,4%

Gas venduto** Mmc 211 201 +5,0%

Calore venduto GWh 159 141 +12,8%

Energia elettrica prodotta immessa in rete GWh 253 216 +17,4%

Energia elettrica distribuita GWh 213 214 -0,5%

Energia Elettrica venduta** GWh 349 310 +12,6%

*rifiuti raccolti e trattati. Il dato 2017 è stato riesposto per tenere conto dei rifiuti gestiti dall’impianto di Lodi acquisito a fine primo semestre 2017. **quantità al lordo perdite.

I principali asset del Gruppo sono: • termovalorizzatori di Parona (PV) e di Cremona, con una potenzialità complessiva di circa 440.000 t/anno; • due impianti di trattamento, selezione e cernita dei rifiuti di Coccaglio (BS) e Fombio (LO); • discariche di Grottaglie (TA) e, in post gestione, Rovato (BS), Malagnino (CR) e Augusta (SR); • 99 impianti di distribuzione gas nelle province di Cremona, Rovato, Lodi e Pavia; • centrali idroelettriche in Valle Camonica (BS), circa 36 MW di potenza installata; • impianti di produzione di EE da Biogas (provincia di Brescia, Cremona e Siracusa), circa 9,5 MW di

potenza installata; • tre impianti biomasse nelle Province di Brescia, Cremona e Lodi, di cui due connesse alla rete

teleriscaldamento; • quattro centrali di cogenerazione e reti di teleriscaldamento nelle Province di Cremona, Lodi e Milano; • una rete di distribuzione di energia elettrica nel Comune di Cremona; • una flotta di 1.216 automezzi di cui 685 per la gestione del servizio di igiene urbana e trasporto rifiuti. Il Gruppo LGH nel corso del primo semestre 2018, ha: • gestito 447 mila tonnellate di rifiuti, principalmente urbani e speciali non pericolosi, e si colloca tra i primi

cinque operatori del settore a livello nazionale, servendo circa 100 Comuni; • prodotto elettricità immessa in rete per circa 253 GWh, esclusivamente da fonti rinnovabili ed assimilate

quali l’idroelettrico, la termovalorizzazione dei rifiuti, la cogenerazione ed alcuni impianti a biogas; • distribuito 352 milioni di metri cubi di gas e venduti 211 milioni; • prodotto e distribuito calore per 159 GWh.

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STRUTTURA E SOCIETÀ DEL GRUPPO LGH Il processo di riorganizzazione delle partecipazioni direttamente o indirettamente controllate da LGH è proseguito anche nel corso del 2018. In particolare hanno avuto efficacia giuridica, seppur senza impatti nei valori consolidati, le operazioni di conferimento degli asset dalla capogruppo alle specifiche società del gruppo che si occupano della gestione degli stessi (tra cui la neocostituita Distribuzione Elettrica Cremona S.r.l.), ricomponendo quindi la proprietà degli assets con la gestione degli stessi. In data 22 gennaio 2018, con efficacia 1 febbraio 2018, è stato stipulato l’atto di fusione per incorporazione della società Linea Com S.r.l. nella società A2A Smart City S.p.A. (società appartenente al Gruppo A2A). A seguito della fusione LGH S.p.A. detiene una partecipazione del 13% nella società stessa. Per tale ragione la società è stata esclusa dal perimetro di consoldiamento al 30 giugno 2018. In data 21 giugno 2018 il socio di LD Reti ASM Castelleone, detentore di una quota pari al 3,1% della Società, ha comunicato il proprio recesso, ai sensi dell’art. 24 dello statuto della società e dell’art. 2473 c.c., a seguito della delibera di fusione del 28.05.2018 tra LD Reti e Distribuzione Elettrica Cremona, per l’intera propria quota di partecipazione. Il rimborso della partecipazione al socio ASM Castelleone dovrà essere eseguito entro 180 giorni decorrenti dalla data di ricevimento della comunicazione di recesso, anche mediante l’acquisto di detta partecipazione da parte degli altri soci di minoranza.

In conformità ai principi contabili adottati, la presente relazione è stata redatta rilevando una passività corrente per la liquidazione della quota del socio ASM Castelleone e riducendo in via transitoria la corrispondente quota di patrimonio netto delle minoranze. A far data dal 01 luglio 2018 si è provveduto inoltre a : • accentrare, tramite la fusione per incorporazione di Distribuzione Elettrica Cremona in LD Reti, in

un’unica società la gestione delle reti di distribuzione gas ed energia elettrica; • accentrare, tramite scissione di Linea Reti Impianti (impianto di termovalorizzazione di Cremona,

impianti ambientali limitrofi e gestione discariche) e di Linea Gestioni (impianto chimico fisico) in Linea Ambiente, la gestione degli impianti di trattamento e smaltimento rifiuti.;

• accentrare, sempre tramite la scissione di Linea Reti Impianti in Linea Energia (dal 1 luglio denominata Linea Green S.p.A.), la gestione degli impianti di teleriscaldamento e generazione energia (idoelettrica, da biomasse e fotovoltaica).

Il perimetro di consolidamento è quindi di seguito rappresentato:

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Si riportano inoltre alcuni dati e informazioni di sintesi relativi alle principali società controllate e collegate del Gruppo:

SOCIETÀ CONTROLLATE PARTECIPAZIONE

DETENUTA DA % CAP. SOCIALE

Linea Reti e Impianti Srl LGH Spa 100 45.000.000

Linea Gestioni Srl LGH Spa 100 6.000.000

LD Reti Srl LGH Spa 93,95 23.980.952

Linea Più Spa LGH Spa 100 5.000.000

Linea Energia Spa (dal 01.07.18 denominata Linea Green S.p.A.)

LGH Spa 100 3.968.600

Linea Ambiente Srl LGH Spa 100 19.000.000

Lomellina Energia Srl LGH Spa 80 160.000

Distribuzione Elettrica Cremona Srl LGH Spa 100 45.000.000

SOCIETÀ COLLEGATE PARTECIPAZIONE DETENUTA DA % CAP. SOCIALE Ecofert in liquidazione S.r.l. Linea Energia SpA 48 100.000

Asm Codogno S.r.l. Linea piu' SpA 49 1.897.600

• Linea Reti e Impianti Srl: con sede in Cremona, ha per oggetto la gestione dei servizi pubblici locali

quali la produzione e distribuzione di calore mediante rete di teleriscaldamento e lo smaltimento dei rifiuti solidi urbani e assimilati, mediante termovalorizzazione. Dal 01 luglio 2018 la società verra scissa in Linea Ambiente per la parte di attività relativa allo smaltimento dei rifiuti solidi urbani e assimilati, mediante termovalorizzazione e alla gestione ambientale e in Linea Energia per tutte le attività residuali;

• Linea Gestioni Srl: con sede in Crema (CR), offre servizi di igiene ambientale in 120 Comuni nei territori di Crema, della Franciacorta e della provincia di Lodi;

• LD Reti Srl : con sede in Lodi, ha per oggetto la gestione della distribuzione del gas metano in tutti i territori del Gruppo, per un totale di 99 Comuni serviti;

• Linea Più SpA: con sede in Pavia, ha come oggetto sociale l’attività di approvvigionamento, acquisto e vendita di materie prime e la gestione del cliente finale nei settori del gas e dell’energia elettrica;

• Linea Energia SpA dal 1 luglio denominata Linea Green S.p.A.: con sede in Rovato (BS), è una società di ingegneria specializzata nello sviluppo e nelle attività connesse alla produzione di energia, con competenze che vanno dalla progettazione alla realizzazione e gestione degli impianti. Dal 01 luglio 2018 la società assumerà la nuova denominazione di Linea Green Spa e sposterà la propria sede in Cremona (CR);

• Linea Ambiente Srl: con sede in Rovato (BS), svolge l’attività di trasporto, trattamento e smaltimento di rifiuti solidi urbani e di rifiuti speciali, anche presso discariche di proprietà della società stessa, nonché

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le attività di progettazione per la realizzazione di impianti e servizi e di gestione commerciale dei flussi dei rifiuti generati e gestiti da tutte le società appartenenti al Gruppo LGH;

• Lomellina Energia Srl: con sede in Parona (PV), gestisce il più importante impianto di termovalorizzazione dei rifiuti del Gruppo;

• Distribuzione Elettrica Cremona S.r.l.: con sede in Cremona (CR), gestisce le reti di distribuzione elettrica di proprietà del gruppo. Dal 01 luglio 2018 la società verrà fusa in LD Reti Srl;

• Ecofert in liquidazione Srl: lasocietà era stata costituita per esercitare l’attività di recupero e preparazione per il riciclaggio dei rifiuti solidi urbani, industriali e biomasse in San Gervasio Bresciano;

• Asm Codogno Srl: società con sede in Codogno, è una realtà multiservizi attiva nella città di Codogno.

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II. RISULTATI

CONSOLIDATI E ANDAMENTO DELLA GESTIONE

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SINTESI ECONOMICA , PATRIMONIALE E FINANZIARIA DEL

GRUPPO La situazione contabile al 30 giugno 2018 del Gruppo LGH, mostra un utile netto di 10.590 migliaia di € (6.090 migliaia di € al 30 giugno 2017), al netto delle imposte di competenza di periodo, per 5.246 migliaia di €, dopo aver effettuato ammortamenti e svalutazioni per complessivi 22.925 migliaia di €. Infine, l’utile di pertinenza del Gruppo è pari a 10.451 migliaia di €.

1. ANDAMENTO ECONOMICO (importi in migliaia di €) 30.06.2018 30.06.2017 DELTA DELTA % Ricavi di vendita 299.971 258.685 41.286 15,96% Altri ricavi e proventi 6.332 4.616 1.716 37,18% Totale ricavi netti 306.303 263.301 43.002 16,33% Consumi di materie e servizi -220.085 -172.687 47.398 27,45% Costi operativi -12.602 -14.463 -1.861 -12,87% Costo del lavoro -28.921 -31.893 -2.972 -9,32% Margine operativo lordo 44.695 44.258 437 0,99% Ammortamenti e svalutazioni -22.924 -22.328 596 2,67% Risultato operativo 21.771 21.930 -159 -0,73% Totale gestione finanziaria -5.935 -10.928 -4.993 -45,69% Risultato prima delle imposte 15.836 11.002 4.834 43,94% Imposte sul reddito -5.246 -4.912 -334 6,80% Risultato netto da attività in esercizio 10.590 6.090 4.500 73,89% 0 Attività destinate alla vendita 0 Risultato netto dell’esercizio 10.590 6.090 4.500 73,89% Di cui: Risultato netto di competenza del gruppo 10.451 6.993 3.458 49,45%

Risultato netto di competenza di terzi 139 -903 1.042 115,39%

I ricavi netti ammontano a 306.303 migliaia di €, in aumento rispetto al 2017 del 16,33% parzialmente compensati dall’incremento dei costi. . L’aumento della voce Ricavi di vendita è da da ascrivere principalmente all’incremento dei ricavi della Distribuzione del Gas per il contributo stabilito con Deliberazione ARERA del 22/02/2018 sui Titoli di efficienza energetica (di seguito TEE) consegnati al GSE nel primo semestre 2018. Nel primo semestre 2018 sono stati consegnati n. 130.354 TEE pari a complessivi 40.599 migliaia di €, rispetto a n. 58.340 TEE. consegnati nel primo semestre 2017 pari a complessivi 11.166 migliaia di €. Specularmente si è avuto l’aumento dei costi per consumi di materie prime e servizi per l’approvvigionamento dei suddetti certificati pari a 41.472 migliaia di € rispetto a 12.395 migliaia di € nel corrispondente periodo dell’esercizio precedente. Rimane, invece, sostanzialmente stabile il margine operativo lordo complessivo (+0,99%) e il risultato operativo (-0,73%). Il risultato operativo risente della rilevazione di accantonamenti per rischi pari a 1.344 migliaia di € rispetto ad un rilascio per 2.744 migliaia di € nel 2017.

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Il miglioramento della gestione finanziaria (-4.993 migliaia di € di differenza rispetto al 2017 di cui -3.627 migliaia di € attribuibili a costi straordinari di chiusura anticipata finanziamenti e derivati rilevati nell’esercizio scorso) porta ad un risultato ante imposte in crescita del 43,94%. Le imposte consolidate sono pari a 5.246 migliaia di € in aumento rispetto al 2017 del 6,8%. Il risultato netto di periodo ammonta quindi a 10.590 migliaia di € in aumento di 4.500 migliaia di € rispetto al risultato del 2017.

2. SINTESI DEI RISULTATI PER BUSINESS UNIT RETI – DISTRIBUZIONE ENERGIA ELETTRICA E GAS La Business unit “Reti – Energia Elettrica e Gas” comprende le attività relative alla gestione tecnico operativa della rete di distribuzione di energia elettrica del Comune di Cremona e delle reti di distribuzione del gas naturale. DATI QUANTITATIVI 30.06.2018 30.06.2017 DELTA DELTA %

Energia elettrica distribuita (GWh) 212,9 214,3 -1,4 -0,7%

Gas Distribuito (Mmc) 352,1 334,4 17,7 +5,3%

L’energia elettrica distribuita nel 2018 è pari a 202,9 GWh (compresi 6,8 GWh transitati nei punti di interconnessione nella rete del Comune di Cremona ma di competenza di Enel), in leggero decremento rispetto all’esercizio 2017 (-1,4 GWh). In significativo incremento le quantità di gas distribuito (+5,3%) per effetto di una stagione termica più favorevole rispetto al 2017. (importi in migliaia di €)

DISTRIBUZIONE GAS 30.06.2018 30.06.2017 DELTA DELTA %

Ricavi 60.134 30.635 29.499 +96,3%

Costi 52.581 23.295 29.286 +125,7%

EBITDA 7.553 7.340 213 +2,9%

Ammortamenti e accantonamenti 4.030 3.943 87 +2,2%

EBIT 3.523 3.397 126 +3,7%

I ricavi, indipendenti dai volumi transitati, aumentano di 29.499 migliaia di €, per effetto della negoziazione

di TEE (+72mila certificati), a prezzi di mercato unitari superiori di circa 100 euro rispetto allo stesso periodo del 2017. I ricavi di competenza per VRT (“Vincolo Ricavi Ammessi”) risultano in linea con quelli del 2017; il margine operativo lordo presenta uno scostamento positivo di 213 migliaia di €, per effetto principalmente di:

• miglioramento del margine della negoziazione dei TEE (+ 480 migliaia di €), per effetto della dinamica dei prezzi e dei rimborsi da GSE, nonostante -620 migliaia di € di maggiori costi per fee riconosciuta a terzi.

• minori ricavi per prestazioni codice di rete e diversi (-230 migliaia di €); • partite one- off, inerenti ricavi per VRT e rilascio di fondi di perequazione anni pregressi (-130

migliaia di €).

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(importi in migliaia di €)

I ricavi ed i costi (circa 1.100 migliaia di €) evidenziano un significativo decremento principalmente per gli effetti della cessione, a margine pressoché nullo, delle attività relative a Mobilità e Illuminazione Pubblica a terzi e Gestione Calore ad altre BU del Gruppo. L’ebitda mostra una crescita di +710 migliaia di €, imputabile sostanzialmente ad una partita non ricorrente di ricavo registrata a seguito della sentenza favorevole del Consiglio di Stato, ad oggetto il riconoscimento di un corrispettivo di trasmissione da parte del GSE per gli anni 2000-2001. RETI-CALORE Rientrano nella Business Unit “Reti-Calore” le attività di gestione delle reti di teleriscaldamento e degli impianti di cogenerazione ad esse collegati; dal 2018 è compresa anche l’attività di Gestione calore, nel 2017 inclusa nella BU Distribuzione Energia elettrica e servizi minori. Di seguito si riporta una sintesi dei principali dati quantitativi ed economici relativi alla Business Unit. RETI – CALORE 30.06.2018 30.06.2017 DELTA DELTA %

FONTI (Gwh)

Calore prodotto dagli Impianti: 140,58 120,48 20,10 +16,7% Calore prodotto da CHP e caldaie “Cremona” 53,31 43,87 9,44 +21,5%

Calore prodotto da CHP e caldaie “Lodi”(*) 45,18 37,74 7,44 +19,7%

Calore prodotto da CHP e caldaie “Rho” 21,35 19,67 1,68 +8,5%

Calore prodotto da CHP e caldaie “Crema” 20,74 19,20 1,54 +8,0%

Calore acquistato: 44,72 43,86 0,86 +2,0% Altri impianti terzi 0,00 1,50 -1,50 -100,0%

Calore acquistato BU Ambiente 44,72 42,37 2,35 +5,5%

TOTALE FONTI 185,30 164,34 20,96 +12,7%

USI

Calore venduto - Volumi Totali (GWh) 158,83 140,51 18,32 +13,0%

Perdite di rete (GWh) 26,47 23,83 2,64 +11,1%

TOTALE USI 185,30 164,34 20,96 +12,7%

Energia Elettrica da Cogenerazione - produzione (GWh) 72,31 46,27 26,04 +56,3% (*) compreso calore impianto biomasse. Il dato 2017 è stato riesposto per tenere conto dei rifiuti gestiti dall’impianto di Lodi acquisito a fine primo semestre 2017.

Nel 2018 le vendite di calore ai clienti finali hanno evidenziato una crescita del 13,0% rispetto all’esercizio precedente, imputabile all’andamento termico favorevole e all’allaccio di nuovi clienti, in particolare nelle aree del Comune di Lodi (estendimento della rete) e di Cremona (allaccio di alcuni edifici comunali).

DISTRIBUZIONE ENERGIA ELETTRICA 30.06.2018 30.06.2017 DELTA DELTA %

Ricavi 6.300 7.387 -1.087 -14,7%

Costi 2.957 4.754 -1.797 -37,8%

EBITDA 3.343 2.633 710 +27,0%


EBIT 1.733 1.144 589 +51,5%

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CALORE 30.06.2018 30.06.2017 DELTA DELTA %

Ricavi 19.646 16.104 3.542 +22,0%

Costi 14.906 11.325 3.581 +31,6%

EBITDA 4.740 4.778 -38 -0,8%


EBIT 2.210 3.018 -808 -26,8%

Nel 2018 i ricavi si attestano a 19.646 migliaia di €, con un incremento del 22% imputabile principalmente a: • +1.980 migliaia di € per incremento di fatturato della distribuzione calore, della vendita energia elettrica

e di vapore prodotti; • +174 migliaia di € per partite non ricorrenti (delta volumi calore e sovrapprezzo vendita Certificati

Bianchi anni precedenti); • +920 migliaia di € per ricavi da prestazioni accessorie della Gestione calore (dovuti ad una variazione di

perimetro a marginalità pressoché nulla); • +465 migliaia di € per maggiori ricavi da vendita Certificati Bianchi (mix prezzi e quantità). Il Margine Operativo Lordo pari a 4.740 migliaia di €, risulta tuttavia in linea con i risultati del 2017 per effetto di maggiori costi fissi (+790 migliaia di € personale e oneri) ed intercompany (+814 migliaia di €). Gli ammortamenti registrano un incremento di 307 migliaia di € per maggiori investimenti anni pregressi, mentre l’accantonamento a fondi rischi e svalutazione crediti cresce di ulteriori 463 migliaia di €. COMMERCIALE La Business Unit Commerciale ricomprende le attività di vendita energia elettrica e gas naturale al dettaglio (fornitura al mercato libero e di maggior tutela) e al mercato all’ingrosso, i servizi di vendita e manutenzione caldaie e climatizzatori (nel 2017 nella BU Reti). Di seguito si riporta una sintesi dei principali dati quantitativi ed economici. COMMERCIALE 30.06.2018 30.06.2017 DELTA DELTA %

Vendite Energia Elettrica

EE Totale venduta Mercato Libero (GWh) 322,95 282,04 40,91 +14,5%

EE Totale venduta Mercato maggior tutela (GWh) 26,21 28,27 -2,06 -7,3%

Totale Vendite En. Elettrica (GWh) 349,16 310,30 38,86 +12,5%

Vendita E.E. - N° Contatori 81.114 77.896 3.218 +4,1%

Vendite Gas

Gas venduto (Mln mc) - Mercato Libero Terzi 130,33 117,63 12,7 +10,8%

Gas venduto (Mln mc) - Mercato Maggior Tutela 80,62 83,86 -3,24 -3,9%

Totale Vendite Gas (Mmc) 210,95 201,49 9,46 +4,7%

Vendita Gas - N° Contatori Clienti 212.312 216.415 -4.103 -1,9%

Le quantità vendute sono esposte al lordo delle perdite di rete

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Nel 2018 si registra un aumento dei volumi di vendita di gas (+4,7%) ed energia elettrica (+12,5%): • L’incremento nel settore gas è attribuibile all’andamento termico favorevole, unitamente alla crescita del

canale di vendita indiretta. • L’incremento dei volumi di energia elettrica è riconducibile a maggiori forniture per il settore mass market

e all’ingresso di nuovi grandi clienti, in controtendenza rispetto a quanto avvenuto nello scorso esercizio, nel quale si è registrata una flessione dovuta alla perdita di gare e mancati rinnovi contrattuali.


COMMERCIALE 30.06.2018 30.06.2017 DELTA DELTA % Ricavi 166.607 139.381 27.226 +19,5%

Costi 155.604 130.072 25.532 +19,5%

EBITDA 11.003 9.309 1.694 +18,2% Ammortamenti e accantonamenti 1.037 1.703 -666 -39,1%

EBIT 9.966 7.606 2.360 +31,0%

Ricavi e costi aumentano per effetto dei maggiori volumi venduti ed a livello di margine operativo lordo, pari a 11.003 migliaia di €, si registra un incremento di 1.694 migliaia di € (+18,2%), principalmente grazie ai seguenti effetti: • +1.332 migliaia di € di maggiore gross margin, oltre che per l’effetto volume anche grazie ad un

andamento favorevole dei prezzi; • +750 migliaia di € di margine sulle attività di approvvigionamento all’ingrosso di energia e gas; • -388 migliaia di € per maggiori costi operativi, inclusi oneri per sistemi informativi e provvigionali. La voce ammortamenti e accantonamenti diminuisce complessivamente di 666 migliaia di € per minori accantonamenti al fondo svalutazione crediti, a fronte di una migliore situazione degli scaduti. GENERAZIONE E TRADING La Business Unit Generazione e Trading raggruppa l’attività di trading delle commodities energetiche, la gestione degli impianti idroelettrici e del parco fotovoltaico di Cremona. L’attività di trading su energia elettrica è cessata a fine 2017, mentre quella sul gas a fine aprile 2018. Di seguito si riporta una sintesi dei principali dati quantitativi ed economici.

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GENERAZIONE E TRADING ENERGIA ELETTRICA

30.06.2018 30.06.2017 DELTA DELTA %

FONTI (GWh)

Produzioni nette 84,62 61,19 23,43 38,3% EE da Idroelettrico – produzioni (GWh) 84,39 60,90 23,49 38,6%

EE da Fotovoltaico – produzioni (GWh) 0,23 0,29 -0,06 -20,7%

Acquisti 0,00 1.217,57 -1.217,57 -100,0% EE acquistata in borsa 0,00 30,00 -30,00 -100,0%

EE acquistata da grossisti terzi 0,00 251,33 -251,33 -100,0%

EE acquistata portafoglio Trading speculativo 0,00 936,24 -936,24 -100,0%

TOTALE FONTI 84,62 1.278,76 -1.194,14 -93,4%

USI (GWh)

EE vendita Intercompany (lordo perdite rete) 0,00 281,33 -281,33 -100,0%

EE vendita ad altri grossisti (terzi) 84,62 61,19 23,43 +38,3%

EE vendite in borsa 0,00 0,00 0,00 +0,0%

EE vendita portafoglio Trading speculativo 0,00 936,24 -936,24 -100,0%

TOTALE USI 84,62 1.278,76 -1.194,14 -93,4% I dati relativi alle vendite sono riportati al lordo delle perdite.

Nel 2018 la produzione di energia elettrica è stata pari a 85 GWh (ca +38%); non si rilevano ulteriori acquisti esterni legati all’attività di trading per le ragioni sopra esposte. L’incremento della produzione da fonti idroelettriche deriva da un periodo caratterizzato da una elevata idricità, mentre la generazione del parco fotovoltaico registra un lieve calo (-0,1 GWh). TRADING GAS 30.06.2018 30.06.2017 DELTA DELTA %

FONTI (Mmc) Gas acquistato – Approvvigionamenti 204,55 219,38 -14,83 -6,8%

Gas acquistato - Prelievi da magazzino 14,22 0,15 14,07 +9380,0%

Gas acq. - Autocons./GNC (gas non cont.) -0,29 -0,33 0,04 +12,1%

Gas acquistato - Port. Trading speculativo 24,49 24,81 -0,32 -1,3%

TOTALE FONTI 242,97 244,01 -1,04 -0,4%

USI (Mmc)

Gas vendita - BU Commerciale 196,29 206,01 -9,72 -4,7%

Vendite in borsa

Gas vendita – Grossisti 22,20 13,19 9,01 +68,3%

Gas vendita - Port. Trading speculativo 24,49 24,81 -0,32 -1,3%

TOTALE USI 242,97 244,01 -1,04 -0,4% Le quantità sono esposte a mc standard riportati al PCS di 38100 MJ alla riconsegna.

Nonostante l’attività sia terminata alla fine di aprile, i volumi di gas acquistati si sono attestati a 243 Mmc, pressoché in linea con quanto rilevato nel 2017 (-1 Mmc circa), grazie ad una richiesta eccezionale di gas nei mesi caratterizzati da medie termiche particolarmente favorevoli. La riduzione degli approvvigionamenti da fornitori terzi (-7%) è stata quasi completamente compensata tramite l’utilizzo di gas stoccato, mentre gli acquisti del portafoglio di trading non evidenziano scostamenti significativi rispetto allo scorso esercizio.

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L’incremento dei quantitativi ceduti sui mercati all’ingrosso (+9 Mmc circa) permette di coprire, quasi totalmente, la flessione delle forniture gas alla BU commerciale destinate alla somministrazione alla clientela finale(-10 Mmc circa). (importi in migliaia di €)

GENERAZIONE E TRADING 30.06.2018 30.06.2017 DELTA DELTA % Ricavi 62.676 83.468 -20.792 -24,9%

Costi 57.423 79.013 -21.590 -27,3%

EBITDA 5.253 4.455 798 +17,9% Ammortamenti e accantonamenti 2.378 -1.328 3.706 +279,1%

EBIT 2.875 5.784 -2.909 -50,3%

Sul deciso calo di ricavi e costi incide la cessazione delle attività di Trading. Il Margine Operativo Lordo complessivo si è attestato a 5.253 migliaia di €, in aumento di 798 migliaia di € rispetto al 2017: • La marginalità del comparto idroelettrico cresce di +2.249 migliaia di € rispetto al 2017, grazie a:

- +1.397 migliaia di € di ricavi da cessione di Energia Elettrica (+1.099 migliaia di € per la maggiore produzione e +298 migliaia di € grazie all’aumento dei prezzi di mercato);

- +294 migliaia di € di proventi da incentivi derivante dalla maggiore produzione; - +356 migliaia di € di contenimento dei costi di manutenzione e minore costo del lavoro associato

all’uscita di personale da gennaio 2018; - + 205 migliaia di € di insussistenze sui canoni di concessione idroelettrici pregressi.

• La marginalità del comparto trading energetico registra un peggioramento di -1.451 migliaia di €, per i seguenti effetti: - -1.828 migliaia di € di marginalità del portafoglio industriale gas, dovuto ad un incremento dei costi

di acquisto materia, ai costi di prenotazione capacità e cessazione dell’attività; - -259 migliaia di € di marginalità del portafoglio industriale ee. (trasferita alla BU commerciale); - +636 migliaia di € per azzeramento dei risultati negativi del 2017 sui portafogli speculativi di energia

e gas e costi operativi cessanti con l’attività di trading.

La voce “Ammortamenti e accantonamenti” mostra un evidente incremento, pari a 3.706 migliaia di €, dovuto a: • +4.032 migliaia di € di accantonamenti a fondo rischi diversi connessi all’operatività sugli sbilanci

strategici del trading elettrico realizzati in anni pregressi (netto tra rilascio eccedenza registrata nel 2017 pari a 2.763 migliaia di € e accantonamenti di periodo di 1.344 migliaia di €);

• -326 migliaia di € di riduzione degli accantonamenti a fondo svalutazione crediti sugli impianti idroelettrici.

Di conseguenza, l’EBIT si attesta a 2.875 migliaia di € rispetto a 5.784 migliaia di € del 2017. AMBIENTE La Business Unit Ambiente di LGH considera i risultati economici delle attività riconducibili alla gestione integrata del rifiuto, dalla raccolta al trasporto, al trattamento, allo smaltimento e recupero energetico o della materia.

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Di seguito si riporta una sintesi dei principali indicatori quantitativi ed economici:

AMBIENTE 30.06.2018 30.06.2017 DELTA DELTA %

Rifiuti raccolti (kton) 132 133 -1 -0,8%

Rifiuti smaltiti (kton) 315 382 -67 -17,5%

Energia elettrica venduta (GWh) 96 108 -12 -11,1%

Calore ceduto (GWht) 45 42 3 +7,1%

Nel primo semestre 2018 si registra una contrazione dei rifiuti smaltiti dovuta all’esaurimento della capacità dell’impianto di Grottaglie e alla conseguente riduzione dell’attività di conferimento in discarica (oltre 75 mila ton in meno), e che ha ottenuto l’autorizzazione all’ampliamento tramite sopralzo, per oltre 1.500.000 metri cubi, solo nel mese di Aprile 2018; risultano in continuità invece i rifiuti raccolti nell’ambito dell’attività di igiene urbana. La riduzione dei quantitativi di energia elettrica ceduta è motivata da un calo di rendimento della prima Linea del WTE di Parona nei primi mesi dell’anno; gli impianti di termovalorizzazione e a biomasse di Cremona hanno registrato un incremento del calore ceduto alla rete di teleriscaldamento grazie a medie termiche più favorevoli.


Il margine operativo lordo della BU Ambiente nel suo complesso risulta in contrazione di 3.274 mila €, effetto dell’esaurimento della capacità della discarica di Grottaglie e del conseguente rallentamento dei conferimenti; il calo dell’EBIT del semestre risulta invece più contenuto grazie alla riduzione dell’incidenza degli ammortamenti, connesso al trend dei conferimenti (in particolare di Grottaglie). Di seguito si riporta la suddivisione della BU nei vari settori di attività che la compongono ed i principali fattori che ne hanno determinato l’andamento. Discariche: impianti di Grottaglie (TA) e di Augusta (SR) La marginalità dell’impianto di Grottaglie ha subito una contrazione di 4.991 migliaia di € rispetto all’esercizio precedente. L’esaurimento della discarica ha imposto una graduale riduzione dei conferimenti, ripresi nel mese di maggio successivamente all’ottenimento dell’autorizzazione all’ampliamento a fine aprile. La riduzione dei proventi da conferimento derivante dal calo quantitativo risulta in parte compensata dalla crescita dei prezzi di smaltimento, il cui trend è in forte rialzo rispetto all’esercizio precedente (+17%); sulla marginalità dell’impianto ha inciso inoltre positivamente l’entrata in esercizio da aprile 2017 dell’impianto di trattamento del percolato, con conseguente riduzione dei costi di smaltimento. Presso la discarica di Augusta anche nel 2018 è proseguita la gestione post-chiusura: si registra un lieve miglioramento della marginalità data dal contenimento delle spese di smaltimento del percolato, mentre sul risultato operativo incide l’accantonamento di ulteriori 2.076 migliaia di € a fondo svalutazione crediti rispetto agli 1.449 migliaia di euro dello scorso anno. Termovalorizzatori: impianti di Parona (PV) e Cremona (CR) Nel primo semestre 2018 il risultato del termovalorizzatore di Parona ha evidenziato performance economiche superiori a quelle registrate a giugno dello scorso anno (+3.065 migliaia di €), sostenute da molteplici fattori:

AMBIENTE 30.06.2018 30.06.2017 DELTA DELTA %

Ricavi 66.393 70.611 -4.218 -6,0%

Costi 51.165 52.109 -944 -1,8%

EBITDA 15.228 18.502 -3.274 -17,7%

Ammortamenti e accantonamenti 11.180 13.893 -2.713 -19,5%

EBIT 4.048 4.609 -561 -12,2%

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in primis l’andamento dei prezzi di conferimento (+19%) nonché la riduzione dei fermi accidentali ed il miglioramento del rendimento delle caldaie (grazie al piano di interventi di manutenzione ed efficientamento già avviato nel 2017); il 2018 beneficia inoltre della differente programmazione delle manutenzioni in corso d’anno e di altri effetti di natura non ricorrente inerenti i proventi da incentivi del GSE (526 migliaia di € sulla produzione 2016-2017). L’impianto di termovalorizzazione di Cremona chiude con un risultato della gestione ricorrente superiore al 2017 grazie all’incremento dei proventi da conferimento e del maggiore fabbisogno di calore da parte della rete di teleriscaldamento; il risultato del 2017 beneficiava invece di proventi non ricorrenti per 178 migliaia di € (Titoli di Efficienza Energetica di anni pregressi). Igiene Urbana Nel primo semestre dello scorso anno il risultato dell’attività di igiene urbana aveva beneficiato della rilevazione di maggiori proventi straordinari a conguagli sulla fatturazione degli anni precedenti (434 migliaia di €, al netto delle sopravvenienze del 2018). Al netto di questi effetti non ricorrenti la gestione caratteristica dell’igiene urbana registra una parziale contrazione della marginalità (-529 migliaia di €): il 2018 risulta infatti penalizzato dall’andamento dei prezzi di mercato per la cessione del materiale (in particolare la carta, in calo) e per lo smaltimento dei rifiuti raccolti (in aumento). Inoltre, rispetto al primo semestre 2017, si registra una contrazione del perimetro di Comuni gestiti, dovuto all’interruzione del servizio di raccolta presso il bacino di Maleo in provincia di Lodi, seppur con limitato effetto sul margine (a partire da agosto 2017, 12 comuni per 17 mila abitanti complessivi). Altri Impianti di trattamento e recupero La BU Ambiente considera i risultati di ulteriori asset del perimetro LGH: i due impianti a biomasse legnose di Rodengo-Saiano e di Cremona, gli impianti di trattamento e recupero rifiuti di Fombio e Coccaglio e l’impianto chimico-fisico di Crema per il trattamento dei rifiuti liquidi. Nel complesso i risultati conseguiti nel primo semestre 2018 sono in linea con l’anno precedente sugli impianti a biomasse e sul chimico-fisico di Crema, mentre il calo dei prezzi di cessione della carta ha contribuito alla riduzione della marginalità degli impianti di trattamento di Coccaglio e Fombio (-311 migliaia di €). CORPORATE E ICT La Business Unit “Corporate” comprende i risultati dei servizi svolti da Linea Group Holding per tutto il Gruppo; nel 2017 era inclusa anche l’attività svolta in ambito ICT tramite al societa Linea Com. (importi in migliaia di €)

CORPORATE E ICT 30.06.2018 30.06.2017 DELTA DELTA %

Ricavi 12.126 14.705 -2.579 -17,5%

Costi 14.551 17.465 -2.914 -16,7%

EBITDA -2.425 -2.760 335 +12,1%

Ammortamenti e accantonamenti 159 867 -708 -81,7%

EBIT -2.584 -3.627 1.043 +28,8%

Il margine operativo lordo cresce di 335 migliaia di € (+12,1%), per effetto di diverse discontinuità. A fine 2017 è stata ceduta la società del Gruppo operante in ambito ICT, che nel primo semestre 2017 registrava ricavi per 7.636 migliaia di € ed un ebitda di 296 migliaia di €. Al netto di questa variazione diperimetro:

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• ricavi e costi mostrano un deciso incremento derivante dalla centralizzazione di personale e oneri esterni per l’erogazione di servizi aggiuntivi a favore delle altre Business Unit (in particolare building management, ingegneria ed ICT);

• l’EBITDA della BU registra un miglioramento di 631 migliaia di €, principalmente grazie a sinergie e contenimento dei costi, nonostante l’incremento di cui sopra del costo del lavoro ed oneri esterni.

Il calo di Ammortamenti e accantonamenti sono riconducibili alla variazione di perimetro, al netto della quale i valori risultano in linea.

3. SITUAZIONE PATRIMONIALE La situazione patrimoniale del Gruppo LGH al 30.06.2018, confrontata con quella al 31.12.2017, è riepilogata nella seguente tabella: (importi in migliaia di €) SITUAZIONE PATRIMONIALE RICLASSIFICATA 30.06.2018 % 31.12.2017 % Immobilizzazioni materiali 317.439 62,58% 331.328 59,95% Immobilizzazioni immateriali 269.976 53,22% 269.401 48,75% Partecipazioni e altre attività finanziarie non correnti (*) 12.819 2,53% 8.313 1,50% Altre attività/passività non correnti (*) -7.872 -1,55% -7.129 -1,29% Attività/passività per imposte anticipate/differite 16.006 3,16% 15.778 2,86% di cui con contropartita a patrimonio netto 1.266 0,25% 1.555 0,28%

Fondi rischi, oneri e passività per discariche -59.339 -11,70% -59.947 -10,85% Benefici ai dipendenti -18.630 -3,67% -20.518 -3,71% di cui con contropartita a patrimonio netto -4.762 -0,94% -5.509 -1,00%

Capitale Immobilizzato Netto 530.399 104,56% 537.226 97,21% Rimanenze 11.584 2,28% 13.202 2,39% Crediti commerciali e altre attività correnti (*) 183.375 36,15% 162.208 29,35% Debiti commerciali e altre passività correnti (*) -219.147 -43,20% -167.074 -30,23% Attività per imposte correnti/debiti per imposte 1.058 0,21% 7.074 1,28% Attività/Passività destinate alla vendita (*) 0,00% 0,00% Capitale di funzionamento -23.130 -4,56% 15.410 2,79% TOTALE CAPITALE INVESTITO 507.269 100,00% 552.636 100,00% Posizione finanziaria netta a breve termine -243.034 47,91% -271.301 49,09% Posizione finanziaria netta a m/l termine -57.031 11,24% -71.196 12,88% Posizione Finanziaria Netta Totale -300.065 59,15% -342.497 61,98% di cui con contropartita a patrimonio netto 558 -0,11% 945 -0,17%

Patrimonio Netto -207.204 40,85% -210.139 38,02% TOTALE FONTI DI FINANZIAMENTO -507.269 100,00% -552.636 100,00% (*) Al netto dei saldi inclusi nella posizione finanziaria netta

La situazione patrimoniale del Gruppo LGH, redatta secondo lo schema delle fonti e degli impieghi, evidenzia un capitale investito netto di 500.457 migliaia di €. Tra le fonti, il Patrimonio Netto presenta, alla fine del periodo, un saldo di 207.204 migliaia di €, in diminuzione di circa 2.935 migliaia di € rispetto al 31 dicembre 2017. Per informazioni più dettagliate al riguardo si rimanda al paragrafo sul rendiconto finanziario e alla tabella di movimentazione del Patrimonio netto.

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EVENTI DI RILIEVO DEL PERIODO Si riportano di seguito i principali fatti di rilievo del periodo: - Hanno avuto efficacia giuridica le operazioni di conferimento dei rami aziendali relativi agli asset dalla

capogruppo alle specifiche società del gruppo che si occupano della gestione degli stessi (tra cui la neocostituita Distribuzione Elettrica Cremona), ricomponendo quindi la proprietà con la gestione; tali operazioni hanno avuto un effetto neutrale nella relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2018;

- In data 22 gennaio 2018, con efficacia 1 febbraio 2018, è stato stipulato l’atto di fusione per incorporazione della società Linea Com S.r.l. nella società A2A Smart City S.p.A. (società appartenente al Gruppo A2A) ricevendo in cambio una partecipazione del 13% nella società stessa; Tale operazione ha generato una plusvalenza di 544 migliaia di €, classificata nella gestione finanziaria, come differenza tra il fair value del valore della partecipazione e il valore netto contabile consolidato della Linea Com S.r.l. al 31 dicembre 2017.

- In data 21 giugno 2018 il socio di LD Reti ASM Castelleone, detentore del 3,1% della Società, ha comunicato di esercitare il proprio diritto di recesso, ai sensi dell’art. 24 dello statuto della società e dell’art. 2473 c.c., a seguito della delibera di fusione del 28.05.2018 per l’intera propria quota di partecipazione. Il rimborso della partecipazione al socio ASM Castelleone dovrà essere eseguito entro 180 giorni decorrenti dalla data di ricevimento della comunicazione di recesso, anche mediante l’acquisto di detta partecipazione da parte degli altri soci. È stata rilevata una passività corrente per complessivi 3.470 migliaia, valore che approssima il valore effettivo di liquidazione della partecipazione di minoranza.

EVENTI DI RILIEVO SUCCESSIVI AL 30 GIUGNO 2018 A partire dal primo luglio 2018 si è provveduto inoltre a: • accentrare, tramite la fusione per incorporazione di Distribuzione Elettrica Cremona in LD Reti, in

un’unica società la gestione delle reti gas ed energia; • accentrare, tramite la scissione di Linea Reti Impianti (impianto di termovalorizzazione di Cremona,

impianti ambientali limitrofi e gestione discariche) e di Linea Gestioni (impianto chimico fisico) in Linea Ambiente, la gestione degli impianti di trattamento e smaltimento rifiuti.

• Accentrare, tramite la scissione di Linea Reti Impianti in Linea Energia (denominata poi Linea Green), la gestione degli impianti di teleriscaldamento e di generazione energia (idoelettrica, da biomasse e fotovoltaica).

Le operazioni menzionate non avranno nessun impatto sul bilancio consolidato del Gruppo LGH al 31 dicembre 2018.

GESTIONE DEI RISCHI Il Gruppo ha sviluppato un modello di Enterprise Risk Management integrato al fine di fornire una rappresentazione organica e complessiva di tutti i rischi aziendali. Il Gruppo ha perseguito obiettivi di piena coerenza di approccio attraverso metodologie e strumenti trasversali, anche con riferimento alla compliance con specifiche previsioni normative (ad esempio il D. Lgs. 231, la c.d. Legge Privacy, l’Unbundling Funzionale, ecc.). Il modello implementato da LGH ha, inoltre, l’obiettivo di creare una maggiore consapevolezza, trasversalmente a tutte le funzioni, che efficaci strumenti di valutazione, gestione e

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monitoraggio del rischi possono supportare un’organizzazione nel raggiungimento dei propri obiettivi ai diversi livelli. Il Modello di Enterprise Risk Management Integrato è stato, inoltre, definito con riferimento alle specificità dei business in cui il Gruppo LGH opera. E’ stata definita una struttura dei rischi nel quale si innesta il processo di mappatura, valutazione, gestione e monitoraggio in relazione anche ai c.d. scenari di rischio, quali elementi di massimo dettaglio per le analisi previste, ovvero gli eventi concreti nei quali le tipologie di rischio comprese all’interno del Modello dei Rischi si possono manifestare. Il framework sviluppato dal Gruppo è basato sull’ERM CoSO Report, indicato come best practice di riferimento per l’architettura dei sistemi di controllo interno e di gestione dei rischi, sia a livello nazionale che internazionale. Con riferimento al processo di risk management il framework fornisce gli elementi caratterizzanti (dimensioni) del processo, un linguaggio comune, le linee guida per la sua implementazione e i criteri per valutare l’efficacia del processo in atto. In generale, il Gruppo LGH ha continuato nel proprio percorso di rafforzamento del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi (di seguito SCIGR), anche con riferimento alle esigenze normative che hanno portato all’avvio di progetti con forti impatti sul sistema dei controlli aziendali. Questo importante evoluzione è stata intrapresa con una profonda consapevolezza da parte del management che ne ha promosso il percorso trasversalmente all’intero Gruppo. Le operazioni straordinarie che sono intervenute per procedere ad una riorganizzazione, con l’obiettivo di rafforzare alcune tematiche e competenze sui diversi territori, hanno lanciato importanti sfide in questo senso. Il sistema di Controllo Interno e di Gestione dei rischi è stato costantemente monitorato nella sua integrità e rafforzato anche per adeguarsi alle novità organizzative. Tale attenzione e importanti interventi sono stati pianificati anche per i mesi futuri, per i diversi aspetti nei diversi ambiti (incluso quello IT). Rischio di Information Technology L’impatto dei rischi informatici, costituisce un elemento critico per la funzionalità della struttura organizzativa, in grado di determinare un impatto significativo sul business del Gruppo e devono inoltre essere anche considerati l’insieme dei requisiti legali/normativi aventi un impatto specifico sul nostro Gruppo. La riorganizzazione intervenuta nel Gruppo LGH ed un generale processo di ottimizzazione dei processi ha portato a scelte di accentramento dei sistemi informativi a presidio dei principali business. Questo comporta il rischio legato ad una corretta implementazione degli applicativi e della migrazione dei dati storici. Una attenta pianificazione è stata individuata anche con un continuo confronto e collaborazione con la controllante A2A. In generale è importante sottolineare il tema del rischio associato al percorso che il Gruppo LGH sta intraprendendo verso la convergenza sulla più ampia mappa applicativa A2A. Su tali aspetti verranno messe in atto le attività necessarie a garantire, il minimum risk derivante dalle conversioni dati e trasporto degli stessi sulle mappe applicative A2A garantendo la minimizzazione degli stessi, e la garanzia di continuità e consultazione dei Dati storici. I progetti di sicurezza sono stati previsti con riferimento alla visione di una struttura plurifunzionale che potenzi il sistema di risk management aziendale e favorisca lo sviluppo delle capacità di resilienza dell’organizzazione, con l’obiettivo, tra le altre cose, di garantire l’immediatezza della reazione ad un evento avverso e fare in modo che sia uno schema solido e ripetibile, ossia individuato con specifiche procedure operative, definite ed evidenziate anche in sede contrattuale con i fornitori. Anche la valutazione delle minacce, con controlli accurati e azioni investigative nei confronti delle condizioni che si ritengono maggiormente a rischio, o gravi come conseguenze è un elemento fondamentale. Rischio Normativo e di Compliance Tra i fattori di rischio della Capogruppo e delle società controllate deve essere considerata la costante evoluzione del quadro normativo e regolatorio, con la coesistenza di norme nazionali, regionali e provinciali,

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che incidono sia direttamente sulla reddittività o sul contesto competitivo (come nel caso della regolamentazione tariffaria), sia indirettamente tramite obblighi di compliance più o meno onerosi. Il Gruppo, infatti, gestisce alcuni servizi sulla base di concessioni o affidamenti, la cui durata può essere soggetta a modifiche legislative, con il rischio di possibili variazioni nel tempo anche non prevedibili. Parte della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili è sostenuta da varie forme di incentivazione, che sono soggette a continua revisione che potrebbero ridurne il beneficio economico. Per quanto attiene le attività di igiene urbana e smaltimento rifiuti il Gruppo è esposto a rischi derivanti dalla normativa ambientale, sempre in evoluzione, e dalle norme che riguardano i servizi pubblici di rete a rilevanza economica. Rinvio a nuova metodologia Tariffaria (totex) Nell’ambito del percorso di riforma dei criteri per la definizione delle tariffe a riconoscimento dei costi dei servizi di distribuzione e misura dell’energia elettrica, ARERA ha avviato un processo volto all’introduzione di logiche di riconoscimento dei costi basati sulla spesa totale, intesa come somma di costi operativi e costi di investimento (metodologia Totex). In questo ambito il Gruppo effettua un attento e corretto controllo dei costi. Inoltre, si sono previsti specifici interventi per la riduzione dei costi operativi societari. Gare d’ambito per l’affidamento delle concessioni del servizio di distribuzione gas Il D. L. 210/2015, convertito con L. 21/2016 (Decreto Milleproroghe), ha fissato il posticipo dei termini precedentemente identificati per la pubblicazione dei bandi relativi alle gare d’ambito per l’affidamento delle concessioni del servizio di distribuzione gas, con il conseguente slittamento dei termini per lo svolgimento delle gare stesse e la soppressione delle sanzioni precedentemente previste per i Comuni ritardatari. Nel prospetto seguente è rappresentata la condizione relativa agli ATEM nei quali oggi opera il Gruppo LGH, con indicazione delle relative proroghe.

ATEM N.

Comuni Raggruppamento

SCADENZA PUBBLICAZIONE BANDO

DI GARA

SCADENZA COMMISSARIO AD ACTA MISE

Bergamo 5 1 4 Marzo 2017 Gennaio 2018 Brescia 3 6 5 Aprile 2017 Marzo 2018 Brescia 4 14 3 Gennaio 2017 Novembre 2017 Brescia 5 2 5 Luglio 2017 Maggio 2018 Cremona 1 7 6 Settembre 2017 Luglio 2018 Cremona 2-3 48 3 Bando già pubblicato Lodi 1 1 1 Posticipato a settembre 2019 Lodi 2 1 2 Dicembre 2016 Ottobre 2017 Padova 1 1 2 Settembre 2016 Luglio 2017 Parma 1 1 Luglio 2016 Maggio 2017 Pavia 1 1 1 Luglio 2016 Maggio 2017 Pavia 2 15 3 Ottobre 2016 Luglio 2017 Vicenza 3 1 6 Settembre 2017 Luglio 2018

Abrogazione Tutela e Maggior tutela Con la seduta del 4 Agosto 2017, il Senato ha concluso l’iter legislativo per l’approvazione della Legge Annuale per il mercato e la concorrenza (D.d.L. Concorrenza). La parte «Energia» comprende 35 articoli (dal 60 al 94) che decretano la fine della tutela gas e della maggior tutela elettrica dal 1° luglio 2019 e prevedono disposizioni con riferimento alle tematiche di piena confrontabilità delle offerte e la loro evidenza pubblica, la promozione delle offerte commerciali a favore dei

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gruppi di acquisto, la cessazione della disciplina transitoria dei prezzi e l’istituzione presso il Ministero dello sviluppo economico dell’elenco dei soggetti abilitati alla vendita di energia elettrica a clienti finali. Inoltre, come definito dall’art. 60 del DdL Concorrenza, il cliente che è rimasto «senza fornitore» ovvero «che non ha scelto» finirà in regime di salvaguardia rifornito da operatori selezionati attraverso procedure concorsuali per aree territoriali e a condizioni che incentivino il passaggio al mercato libero secondo disposizioni definite dall’Autorità. L’Autorità in parallelo ha portato avanti un proprio percorso di riforma al fine di promuovere il superamento del regime di maggior tutela elettrico attraverso una maggiore capacitazione dei clienti. Dopo un lungo processo di consultazione (DCO 421/2015 e DCO 75/2016) con Delibera 369/2016/R/eel è stato introdotto il meccanismo transitorio della Tutela SIMILE (TS - Simile ad una fornitura di Mercato Italiano Libero dell’Energia elettrica) offerto da venditori selezionati dall’Acquirente Unico e a cui potranno aderire volontariamente i clienti ancora in maggior tutela. Revisione Bref Waste Inceneration Con riferimento agli impianti di Termovalorizzazione è importante sottolineare che l’IPPC Bureau (Integrated Pollution Prevention and Control) Europeo ha terminato parte del processo di revisione delle attuali BAT (Best Available Techniques) per l’incenerimento dei rifiuti. Tali best practices, la cui pubblicazione definitiva è prevista tra il secondo semestre 2018 ed il primo del 2019, saranno impiegate dalle autorità ambientali nazionali per l’autorizzazione ed il rilascio delle Autorizzazioni Integrate Ambientali e le Valutazioni Integrate Ambientali (AIA e VIA) per gli impianti di incenerimento dei rifiuti. In questo contesto il Gruppo LGH ha costituito gruppi di lavoro per valutare le criticità che potrebbero emergere da un eventuale abbassamento dei limiti emissivi autorizzati. Modifica Criteri di assimilazione Rifiuti Il Ministero dell'Ambiente ha recentemente avviato un processo di consultazione finalizzato alla ridefinizione dei criteri per individuare quali rifiuti prodotti dalla imprese possono essere conferiti al servizio pubblico di raccolta ed entro quali limiti quantitativi. La disciplina attualmente applicabile prevede che i criteri per l'assimilazione siano determinati dallo Stato, mentre le assimilazione analitiche competono ai regolamenti comunali. Tuttavia, mancando un'attuazione della disposizione normativa, si è cristallizzata in capo ai Comuni una forte discrezionalità sia nella definizione dei criteri qualitativi che dell'individuazione delle aree di produzione di rifiuti speciali ai quali si estende il divieto di assimilazione. Secondo poi quanto definito dalla Legge 147/2013, il presupposto oggettivo per lo svolgimento del servizio di raccolta e l'applicazione delle TARI, è costituito dalla capacità di locali o aree scoperte di produrre rifiuti urbani o "rifiuti assimilabili agli urbani". La possibile esclusione da questo ambito dei rifiuti prodotti dalle attività commerciali con una superficie superiore ai 400 metri quadri, potrebbe comportare una variazione dei volumi di raccolta. In questo ambito riveste un ruolo principale il presidio commerciale attuato dalle strutture del Gruppo LGH per convogliare il possibile flusso dalla privativa comunale al libero mercato. Privacy Nell’ambito della compliance e con particolare riferimento alle tematiche privacy, il Gruppo ha l’obiettivo di consolidare il proprio Sistema di Gestione e protezione di dati personali, in una logica di continuità rispetto al percorso di adeguamento avviato negli anni passati, armonizzandolo alle novità normative introdotte dal GDPR. D.Lgs.231/01 In materia di responsabilità amministrativa degli Enti derivante da reato, così come regolata dal D.lgs. 231/2001, si evidenzia come l’impianto normativo e la giurisprudenza di merito e di legittimità siano in

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continua e rapida evoluzione. In questo contesto il Gruppo LGH ha costantemente monitorato la normatiiva di riferimento e le novità giurisprudenziali. Il Gruppo LGH ha provvede al costante aggiornamento dei proprio modelli organizzativi per adeguarli alle novità legislative e alle modifiche organizzative. Il Gruppo è impegnato, inoltre, in un percorso di continuo rafforzamento del proprio sistema di controllo interno anche con riferimento ai reati in ambito 231. In generale, il Gruppo, adotta una politica di monitoraggio continuo delle legislazioni di riferimento al fine di valutarne le implicazioni e garantirne la corretta applicazione sia con il supporto di specifiche strutture interne di coordinamento che di rinomati professionisti esterni. Rischio di interruzione di business I siti produttivi del Gruppo sono caratterizzati da una alta complessità. Esiste, quindi, il rischio di malfunzionamento degli impianti o delle apparecchiature o sistemi di controllo dovuti a guasti accidentali/eventi esterni (e.g. incendi, esplosioni), che ne possono compromettere in maniera temporanea o permanente la capacità produttiva e/o la funzionalità. Il Gruppo ha recentemente rafforzato ulteriormente le attività di manutenzione per gli anni futuri come importante elemento di gestione del rischio. Il Gruppo, inoltre, con riferimento al rischio di continuità di business legato a possibili interruzioni di forniture strategiche, beneficia dell’entrata a far parte del Gruppo a2a, che per dimensioni e capacità di approvvigionamento ha ridotto la necessità di ricorrere ad altre forme di mitigazione del rischio. Con riferimento al rischio di continuità dei servizi di rete si noti che il Gruppo ha avviato il potenziamento degli impianti e programmato interventi di razionalizzazione della magliatura delle reti. Sono, inoltre, presenti squadre di pronto intervento, presidi operativi di telecontrollo ed avanzati strumenti tecnici di sicurezza. Per le reti di teleriscaldamento di Cremona, Lodi e Rho, il fermo sugli impianti di produzione comporta l’attivazione del funzionamento di impianti di riserva. Per tutte le reti, inoltre, esistono caldaie ausiliarie di produzione ad accumulo di calore. In generale, l’esposizione al rischio di interruzioni per eventi esterni viene mitigata mediante la stipula di coperture assicurative e con l’adozione di procedure di prevenzione, protezione e monitoraggio dei rischi. Rischio NIMBY A seguito dell'aumento nella frequenza con cui si sviluppano iniziative territoriali denominate NIMBY ("Not in my Back Yard) queste potrebbero avere possibili impatti derivanti dal contesto socio/territoriale in cui la società avvia nuove iniziative di sviluppo impiantistiche o gestisca impianti attualmente in funzione. Il Gruppo ritiene fondamentale costruire una politica di consenso intrinseca ai diversi progetti. Rischi relativi alla raccolta porta a porta Si è registrata una alta resilienza delle comunità locali rispetto all'introduzione del nuovo servizio di raccolta porta a porta portando all’emergere di criticità sia con riferimento a corretti livelli di conferimento ai centri di raccolta, sia all'abbandono dei rifiuti all'interno o nella prossimità di cestini che lungo le vie della città. Tali tematiche possono ed hanno assunto un ruolo mediatico molto rilevante all'interno dei media locali. Il Gruppo LGH, per far fronte a tale rischio provvede alla continua sensibilizzazione, attraverso campagne pubblicitarie con riferimento alla tematica. Il Gruppo ha, inoltre, nei comuni “critici” rimosso i “cestini” sparsi sul territorio ed ha proceduto all’installazione di piattaforme ecologiche. Infine, è stata modificata la frequenza sia della raccolta manuale e spazzamento. Il servizio di raccolta porta a porta, inoltre, presenta una elevata intensità di lavoro rispetto alla raccolta meccanizzata, soprattutto legata alla movimentazione manuale dei carichi che possono portare a possibili rischi di infortunio del personale coinvolto. Il Gruppo ha effettuato investimenti per modificare gli automezzi utilizzati adottando soluzioni che mirano a minimizzare il rischio.

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Inoltre vengono svolti periodicamente dei corsi di formazione dalla funzione QSA con riferimento ai rischi relativi alla movimentazione manuale dei carichi. Rischio quantità di percolato prodotto dagli impianti IPPC I margini della società relativamente alla gestione sia in fase di coltivazione che post-mortem degli impianti IPPC gestiti dalla società possono essere erosi dalla quantità o qualità di percolato prodotta dall’impianto che può sostanzialmente aumentare in funzione anche di avverse condizioni climatiche. Per gestire tale rischio il Gruppo nel sito di Grottaglie ha recentemente completato la costruzione di un impianto di trattamento del percolato ad osmosi inversa. Nel sito di Augusta, il progetto di implementazione di un impianto simile è parte integrante dell'istanza di ampliamento della discarica avviata dalla società Nel 2011. Rischio idraulicità Le centrali idroelettriche attualmente gestite dalla società, essendo ad acqua fluente, sono soggette ad una forte variazione di produttività in funzione della piovosità, della distribuzione delle precipitazioni atmosferiche e del grado di innevamento delle montagne nell'anno precedente. A seguito della mutazione delle condizioni climatiche globali si sta assistendo, da un lato ad una forte concentrazione delle precipitazioni in periodi ristretti, dall'altro ad una riduzione del grado di innevamento delle catene montuose da cui originano i torrenti. Vi è quindi la possibilità che la produttività (per effetto di un minore innevamento) e la continuità (a causa di un aumento della frequenza di fenomeni particolarmente intensi) delle centrali idroelettriche sia fortemente influita da tali fattori Rischio Commodities Le volatilità associate al prezzo delle materie prime e le possibili variazioni in termini di volumi possono esporre il Gruppo LGH a rischi economici reddituali nel perimetro dei propri business. Rispettivamente da gennaio e maggio 2018 le attività di acquisto/vendita sui mercati wholesale power e gas, svolte fino a quel momento da Linea Più, sono state integrate e consolidate nella capogruppo A2A, determinando quindi la sterilizzazione del rischio in ambito trading (su mercati sia fisici sia finanziari). Già a settembre 2017 il Gruppo LGH ha completato il progetto volto alla gestione integrata delle commodities e del conseguente rischio, delineando un risk management mirato all’ottimizzazione di tutte le attività core e perseguendo obiettivi di stabilità dei risultati economici a livello di Gruppo. Ciò è stato possibile tramite l’adozione di uno strumento (Reporting Dashboard) che consente il monitoraggio delle marginalità. Costituiscono oggetto di misurazione, anche nell’analisi del portafoglio fonti/impieghi e che contribuiscono alla determinazione delle margine di contribuzione di LGH, i seguenti elementi: • Gas; • CO2 (Certificati EUA); • Energia elettrica; • Energia termica; • Vapore; • Titoli di efficienza energetica (TEE). La valorizzazione del PaR determinato dalle commodities sopra enunciate sia per il perimetro LGH sia per l’impatto determinato sull’intero gruppo A2A viene calcolato da quest’ultima. Si riporta di seguito una sintesi dei derivati su commodities:

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Unità di misura del

valore nozionale

Valore nozionale scadenza

entro 1 anno


entro 2 anni


entro 5 anni

Valore di stato

patrimoniale (*)

Effetto progressivo a

conto economico (**)

Gestione del rischio prezzo di prodotti energetici

A. a copertura di flussi di cassa (cash flow hedge) ai sensi IAS 39 di cui: - - B. definibili di copertura (fair-value hedge) ai sensi IAS 39 - - C. non definibili di copertura ai sensi IAS 39 di cui 0,06 -0,02 C.1 copertura del margine - - C.2 operazioni di trading 0,96 0,13 0,06 -0,02 - Elettricità TWh 0,96 0,13 0,06 -0,02 - Gas Naturale TWh

Totale derivati su commodities 0,96 0,13 0,06 -0,02 (*) Rappresenta il credito(+) o il debito(-) netto iscritto in stato patrimoniale a seguito della valutazione a fair value dei derivati (**) Rappresenta l'adeguamento a fair value dei derivati iscritto progressivamente a conto economico dal momento della stipula del contratto fino alla data attuale

Rischio competitivo – massimizzazione dei ricavi Il Gruppo opera in settori che negli ultimi anni hanno assistito ad un importante processo di liberalizzazione e allo sviluppo di mercati organizzati. Questo ha comportato un conseguente aumento della pressione competitiva, dovuta all’esigenza di confrontarsi con altri produttori e trader sia nazionali che internazionali. La pressione competitiva, cui alcuni business sono soggetti, è funzione non solo della struttura del mercato che sta comportando una sempre più forte riduzione delle marginalità, ma anche di elementi quali normative, fiscali e tecnologiche che hanno nel tempo modificato la competitività di alcune soluzioni quali ad esempio il teleriscaldamento. Alcuni business, inoltre, sono caratterizzati per alcuni ambiti dal rischio di concentrazione dei clienti. Esistono, infatti, alcuni clienti strategici che risultano rilevanti con alcuni specifici business con riferimento alle caratteristiche delle infrastrutture stesse. Anche nel settore dell’igiene urbana, con la diffusione del servizio di raccolta porta a porta, che si configura come un servizio labour intensive in cui la componente manuale è predominante rispetto alla componente di capitale, l'ampiezza dell'abito geografico nel quale si esplica il servizio di raccolta dei rifiuti influisce sulla scala gestionale dello stesso e sull'assetto competitivo degli operatori del settore. Per ambiti territoriali ridotti (singoli comuni o aggregazioni territoriali minime) e che presentano una densità minima efficiente, la numerosità dei competitors è significativamente superiore rispetto a bacini territoriali maggiormente sviluppati. Il Gruppo, inoltre, opera in business per il quali esiste una componente di rischio legata agli esiti di gare pubbliche e per i quali si è adottata una strategia di crescente attenzione alla struttura dei costi al fine di rendere la propria offerta sempre più competitiva. In generale, a fronte della crescente competitività presente su alcuni mercati, il Gruppo LGH, ha rafforzato il proprio impegno nello sviluppo di strategie di approccio al cliente. Inoltre, ove possibile, il Gruppo pone in atto strategie di vendita mirate alla riduzione del rischio ampliando il bacino di clienti target dell’attività commerciale. Rischio ambientale Il Gruppo LGH, attraverso le sue società controllate, si occupa della gestione del ciclo integrato dei rifiuti (dalla raccolta allo smaltimento/recupero) e della produzione distribuzione e vendita di energia. Conseguentemente, il Gruppo è esposto al rischio ambientale che viene gestito da un team tecnico di lavoro che segue l’applicazione dettagliata della complessa ed articolata legislazione ambientale e attraverso l’adozione delle norme internazionali UNI EN ISO 14001:2015 (per alcune ancora UNI EN ISO 14001:2004) ed in alcuni casi la Registrazione EMAS

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Nel corso del 2018 tutte le società del Gruppo completeranno il passaggio alla nuova norma UNI EN ISO 14001:2015 Le società del Gruppo hanno ottenuto una certificazione ai requisiti di tale Norma, come segue:

DENOMINAZIONE SOCIETÀ

SISTEMA DI RIFERIMENTO NORMA DI RIFERIMENTO

LRI Sistema di gestione ambientale UNI EN ISO 14001:2004

Registrazione EMAS (solo per la discarica di Malagnino)

Linea Gestioni Sistema di gestione ambientale UNI EN ISO 14001:2015

Registrazione EMAS (solo per le aree di Rovato e Crema)

Linea Energia Sistema di gestione ambientale UNI EN ISO 14001:2015 LD Reti Sistema di gestione ambientale UNI EN ISO 14001:2004

Lomellina Energia Sistema di gestione ambientale UNI EN ISO 14001:2015

Linea Ambiente Sistema di gestione ambientale UNI EN ISO 14001:2015

Registrazione EMAS (solo per la discarica di Grottaglie)

In conclusione, nel periodo 2018 non ci sono state criticità ambientali perché i principali aspetti di rischio sono sotto controllo. In caso di incidenti oltre a procedure per la gestione d il contenimento sono presenti specifiche Polizze Assicurative Rischio prevenzione e protezione Il Rischio prevenzione e protezione presente nelle attività delle Società del Gruppo viene gestito con l’adozione di un Sistema di Gestione per la sicurezza conforme alla norma OHSAS 18001:2007. Tale sistema prevede la predisposizione di specifiche procedure e prassi atte a gestire il rischio e finalizzate alla prevenzione ed al miglioramento continuo della sicurezza dei lavoratori. Inoltre il sistema garantisce la verifica costante della conformità legislativa. L’attuazione delle misure preventive viene verificata internamente da un team di auditor e esternamente dal un ente terzo indipendente almeno una volta l’anno. Le società che hanno ottenuto la certificazione OHSAS 18001:2007 sono le seguenti:

• Linea Gestioni • Linea Ambiente • Linea Energia • LRI • LD Reti • Linea Più • LGH

LGH SPA ha implementato anche un sistema di gestione finalizzato alla sicurezza stradale. Nel periodo 2018 nel Gruppo sono state erogate attività formative a buona parte dei lavoratori in conformità alle normative cogenti. Oltre al presidio di Dirigenti e Preposti, a garantire il costante aggiornamento e monitoraggio è presente un Servizio di Prevenzione Protezione composto da personale LGH che effettua sistematicamente audit interni e

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sopralluoghi, che monitora il fenomeno infortunistico pianificando eventuali azioni correttive e verifica la conformità delle attrezzature. Tutte le Società hanno inoltre stipulato specifiche assicurazioni volte alla copertura di eventuali danni sia verso i dipendenti che verso i terzi. Rischio di Credito Il rischio di credito è connesso in modo preponderante alle attività commerciali del gruppo e deriva dall’incapacità non transitoria della clientela di far fronte ai propri impegni contrattuali. Il Gruppo LGH si è dotato di un processo strutturato di gestione di tale rischio che agisce ex-ante tramite la quantificazione, per alcune tipologie di clientela, del credit standing delle singole controparti e la relativa copertura tramite contratti di fidejussione e polizze assicurative. Negli ultimi anni è stata implementata una attività di valutazione del credit standing per alcune tipologie di clienti e sono stati sviluppati strumenti di reportistica sempre più evoluti, per supportare il management e le funzioni dedicate nell’ottimizzazione dei processi. In generale l’esposizione verso i clienti viene gestita mediante il miglioramento delle politiche commerciali, delle modalità di concessione del credito alla clientela e delle attività di recupero dello scaduto, azioni che negli ultimi esercizi hanno portato ad una riduzione dei crediti in sofferenza. Inoltre in alcuni casi vengono richieste alla clientela garanzie a copertura del rischio di insolvenza. Inoltre da alcuni mesi il Gruppo di è dotato di una “Credit policy” mutuata da quella di A2A, che regola l’intero processo di formazione, gestione e recupero del credito. Inoltre, il Gruppo si è dotato di modalità evolute di misurazione e monitoraggio del rischio di credito di portafoglio tramite la quantificazione e la definizione di limiti operativi basati sul CVaR (Credit VaR). Al fine di controllare tale rischio, l’attività di gestione e recupero dei crediti derivanti dalle utenze attive di energia elettrica, gas e teleriscaldamento/calore viene svolta da strutture organizzative poste all’interno delle relative società di business, mentre per tutti gli altri crediti del Gruppo detta attività è affidata all’apposita funzione di LGH. Infine il Gruppo ha iscritto a bilancio un apposito fondo di svalutazione, la cui capienza viene ritenuta congrua rispetto alle potenziali perdite rilevabili in futuro. Il rischio di credito riguardante le altre attività finanziarie del Gruppo, che comprendono le disponibilità liquide, i mezzi equivalenti e le attività finanziarie disponibili per la vendita, è pari, al massimo, al valore contabile di queste attività in caso di insolvenza delle controparti. Queste ultime sono costituite da primari istituti bancari. Rischio di tasso di interesse I principali strumenti finanziari del Gruppo, diversi dai derivati, sono rappresentati da finanziamenti bancari a breve e a m/l termine, leasing finanziari e depositi bancari a vista e a breve termine. L’obiettivo principale di tali strumenti è di finanziare le attività operative del Gruppo. L’esposizione del Gruppo al rischio di tasso di interesse deriva principalmente dalla volatilità degli oneri finanziari connessi all’indebitamento espresso a tasso variabile. La politica di gestione del rischio sui tassi persegue l’obiettivo di limitare tale volatilità, innanzi tutto attraverso l’individuazione di un mix equilibrato di finanziamenti a tasso fisso e a tasso variabile e mediante l’utilizzo di strumenti derivati di copertura che mitigano gli effetti delle fluttuazioni dei tassi di interesse. Al 30 giugno 2018 la caratteristica e l’entità dei finanziamenti concessi al Gruppo dalle banche e altri finanziatori è la seguente:

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(importi in migliaia di €) 30.06.2018 31.12.2017

IMPORTO % IMPORTO %

A tasso fisso 355.910 86,9% 342.335 81,5%

A tasso variabile con derivati 15.220 3,7% 21.154 5,0%

A tasso variabile senza derivati 35.243 8,6% 52.792 12,6%

Leasing finanziari 3.268 0,8% 3.690 0,9%

TOTALE 409.641 100,0% 419.971 100,0%


IMPORTO % IMPORTO % Obbligazioni 305.768 74,6% 299.491 71,3%

Debiti per leasing finanziari 3.268 0,8% 3.690 0,9%

Prestiti e finanz.da parti correlate 45.500 11,1% 49.007 11,7%

Prestiti e finanz.da banche e altri 55.105 13,5% 67.783 16,1%

TOTALE 409.641 100,0% 419.971 100,0%

Il Gruppo ha in essere un contratto derivato di Interest Rate Swap (IRS), che prevede lo scambio di un differenziale tra un tasso variabile e uno o più tassi fissi prestabiliti, applicati ad un nozionale perfettamente “baciato” col piano di ammortamento del finanziamento sottostante. Il suddetto derivato è valutato al fair value, con variazioni imputate a patrimonio netto, nella riserva di cash flow hedge. Stante la suddetta struttura dell’indebitamento al 30 giugno 2018, si stima che un innalzamento dei tassi di interesse di un punto percentuale produrrebbe, su base annua, un aumento degli interessi passivi di circa 206 mila euro, mentre una diminuzione dei tassi di interesse di un punto percentuale produrrebbe una diminuzione degli interessi passivi di circa 43 mila euro. Rischio di 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, il Gruppo non riesca a far fronte ai propri impegni di pagamento. L’obiettivo del Gruppo è quindi 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 adeguate linee di credito disponibili, la liquidità generata dalla gestione e il 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, ove le attività (liquidità, prestiti attivi, crediti commerciali, ecc.) non sono prese in considerazione, mentre vengono riportate le passività finanziarie, sia per la quota capitale che per gli interessi, i debiti commerciali e i contratti derivati su tassi di interesse. Le eventuali linee finanziarie a revoca utilizzate sono fatte scadere a vista, mentre gli altri finanziamenti sono fatti scadere alla data in cui possono essere chiesti a rimborso.

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scadenza scadenza entro 3 m da 3 a 12 m oltre 12 m entro 3 m da 3 a 12 m oltre 12 m

Obbligazioni* 0 311.106 0 0 311.106 0

Debiti e altre passività finanziarie* 279 33.162 75.793 1.277 33.254 92.893

TOTALE FLUSSI FINANZIARI 279 344.268 75.793 1.277 344.360 92.893

Debiti verso fornitori 28.054 118.095 0 47.586 78.767 0

TOTALE DEBITI COMMERCIALI 28.054 118.095 0 47.586 78.767 0

*capitale e interessi

Al fine di garantire la liquidità sufficiente a coprire ogni impegno finanziario almeno nel prossimo anno (orizzonte temporale del worst case scenario riportato), il Gruppo dispone, al 30 giugno 2018, di 90 milioni di € di liquidità, rappresentata da 8 milioni di saldi attivi su conti correnti bancari e postali, e da 82 milioni di saldo attivo sul c/c di cash pooling acceso con la controllante A2A, con la quale è stato stipulato anche un apposito contratto di servizio che assicura ad LGH la possibilità di usufruire di finanziamenti a breve e/o a m/l termine, secondo necessità. Al 30 giugno 2018 il Gruppo è caratterizzato da una struttura del debito prevalentemente a breve termine, in quanto l’85% dello stesso scade entro i 12 mesi successivi (il 74% è rappresentato dal prestito obbligazionario, in scadenza a fine novembre 2018 e per il quale sono già in corso valutazioni in merito al rifinanziamento tramite supporto della Capogruppo). La durata media residua dei finanziamenti è pari a 1,6 anni e circa il 2,7% degli stessi ha scadenza oltre i 5 anni. Rischio di default e covenants Il rischio consiste nella possibilità che i contratti di finanziamento sottoscritti contengano disposizioni che prevedano la facoltà da parte del finanziatore di chiedere il rimborso anticipato del finanziamento se si verificano determinati eventi, generando così un potenziale rischio liquidità. Il prestito obbligazionario del valore contabile di 311,1 milioni di euro non è assistito da garanzie reali e prevede, per tutta la durata dello stesso, un insieme di clausole, in linea con la prassi internazionale, che impongono alcuni divieti, tra i quali quello di contrarre nuovi finanziamenti e distribuire dividendi qualora il rapporto tra Ebitda consolidato e oneri finanziari lordi scenda sotto il valore di 2,50. Le clausole principali prevedono l’impegno del Gruppo al pari trattamento del debito emesso rispetto agli altri suoi debiti non garantiti (pari passu) e l’impegno, nei confronti degli obbligazionisti di non concedere ad altri finanziatori successivi, dello stesso status, garanzie migliori e/o privilegi sui beni che formano le sue attività (negative pledge). Il finanziamento in essere tra Linea Energia e Unicredit è assistito da garanzie reali sugli immobili e gli impianti della società e prevede, per l’anno 2016, l’obbligo di far sì che il rapporto tra l’importo in linea capitale del finanziamento erogato e non ancora rimborsato e i mezzi propri (comprensivi dei prestiti soci postergati) sia pari o maggiore a 1,90. Il prestito BEI è assistito, in parte, da una fidejussione rilasciata da SACE e prevede l’impegno per il Gruppo LGH a mantenere un rating pubblico superiore a BB+, se assegnato da Standard and Poor’s Financial Services LLC o Fitch Ratings Limited, ovvero superiore a Ba1, se assegnato da Moody’s Investors Service INC. Per quanto riguarda la semestrale chiusa al 30 giugno 2018 tutti i succitati vincoli e covenants risultano rispettati.

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EVOLUZIONE DELLA REGOLAZIONE ED IMPATTI SULLE

BUSINESS UNITS DEL GRUPPO BUSINESS UNIT GENERAZIONE E TRADING Remunerazione della disponibilità di capacità produttiva Il vigente meccanismo di remunerazione della disponibilità di capacità produttiva è il cd. capacity payment definito nel 2003 dal D.Lgs. n. 379 come sistema transitorio amministrato volto a garantire l’adeguatezza del sistema elettrico nei giorni critici individuati da Terna quando la differenza tra offerta e domanda potrebbe essere ai livelli minimi. Il meccanismo è operativo dal 2004 per effetto della Delibera 48/04 la quale prevede che l’Autorità determini annualmente ex ante uno specifico gettito raccolto tramite le bollette e corrisposto sottoforma di due corrispettivi (denominati CAP1 e S) agli impianti abilitati alla fornitura di servizi di dispacciamento e che risultano disponibili nei giorni critici. Il D.Lgs. n. 379 del 2003 aveva, inoltre, stabilito che a regime la remunerazione della disponibilità si sarebbe dovuta basare su un meccanismo di mercato (capacity market) in seguito disegnato dalla Delibera ARG/elt 98/11 la quale prevede un’asta in cui gli operatori assegnatari acquisiscono il diritto a ricevere un premio (in €/MW/anno) a fronte dell’obbligo ad offrire tutta la capacità aggiudicata sui mercati dell’energia (MGP) e dei servizi (MSD), restituendo alla controparte Terna la differenza - se positiva - tra i prezzi di riferimento dei mercati ed un prezzo strike (in €/MWh). Si tratta, tecnicamente, di un contratto per differenze ad una via. La Delibera 95/2015/I/eel ha disposto un periodo di prima attuazione con contratti di capacità annuali ed una fase di regime (o piena attuazione) con contratti di durata triennale (15 anni per impianti nuovi). Dopo un lungo periodo di interlocuzioni informali con le istituzioni europee, il MiSE ha notificato il 23 agosto 2017 il meccanismo di capacity market italiano alla DG Competition che lo ha approvato in data 7 febbraio 2018 per 10 anni, fino al 31 dicembre 2028, avendolo ritenuto compatibile con le Linee Guida europee in materia di aiuti di stato. Il meccanismo proposto è già allineato alle future potenziali prescrizioni del Clean Energy Package al netto della durata dei contratti che dovrà ancora essere definita. Contestualmente la DG Competition ha approvato un analogo meccanismo per la Polonia, la riserva strategica per Belgio e Germania, il regime di interrompibilità per la Grecia e il meccanismo di gestione della domanda francese. Nel mese di marzo 2018 Terna ha posto in consultazione la disciplina di prima e piena attuazione con alcune novità: • l’aumento del numero di round (26) dell’asta per il premio e la contestuale riduzione del ribasso minimo

in fase di offerta (4% del premio massimo); • la modifica dei processi di nomina della capacità resa disponibile; • l’introduzione della capacità in rifacimento e di una soglia minima di investimento pari a 209.000 €/MW

per ottenere la qualifica di “capacità in ripotenziamento” e di “capacità nuova” e, quindi, accedere a contratti di durata quindicennale;

• la modifica dei criteri di valutazione delle offerte mediante l’introduzione dell’indice di emissione di portafoglio, che esprime la quantità di CO2 emessa, espressa in kg/ MWh prodotto dall’insieme delle unità di produzione di ogni partecipante all’asta;

• l’apertura alla partecipazione: - a tutte le unità di produzione, senza distinzione di tecnologia, anche a quelle incentivate che però

rinuncino all’incentivo del GSE durante il periodo di consegna; - alle unità di consumo (UCMC, Unità di Consumo per il Mercato della Capacità); - alla capacità estera.

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Con Delibera 261/2018/R/eel l’Autorità ha modificato ed integrato la precedente Delibera ARG/elt 98/11 per adattare il disegno del mercato alla disciplina approvata dalla DG Competition. Il meccanismo sarà operativo solo a valle dell’adozione di un DM da parte del MiSE e della delibera dell’Autorità che fisserà i livelli dello strike price e i cap al premio (questi ultimi nella fase di prima attuazione potrebbero essere differenziati per gli impianti esistenti e per gli impianti nuovi in considerazione del potere di mercato che i primi potrebbero esercitare). Se tali step saranno compiuti nelle prossime settimane, le prime aste potrebbero tenersi nell’autunno del 2018 con consegna per la fase di prima attuazione giù a partire dal 1° gennaio 2019. Conferimento della capacità di trasporto gas per gli impianti termoelettrici (CCGT) Il conferimento della capacità di trasporto gas rappresenta uno dei costi fissi più rilevanti che i CCGT devono sostenere (nell’ordine dei 6.000 €/MW). Per far fronte all’accresciuta domanda di flessibilità del sistema, connessa alla crescita delle fonti rinnovabili, l’Autorità ha avviato, con le Delibere 336/2016/R/gas e 470/2016/R/gas, un progetto pilota sul conferimento di capacità degli impianti termoelettrici nell’ottica di variabilizzarne il costo. La Delibera 512/2017/R/gas completa il set di regole e, con effetto dal 1° ottobre 2017, ha introdotto, in aggiunta al prodotto di capacità giornaliero già previsto dalle precedenti norme sul progetto pilota, un prodotto mensile cui si associa un corrispettivo pari a 2 volte il corrispettivo annuale riproporzionato su base mensile. Per il prodotto giornaliero, invece, il coefficiente moltiplicativo è stato ridotto da 10 a 7. Infine, la Delibera ha previsto la possibilità per i soggetti che richiedono conferimenti infra-annuali presso i punti di riconsegna di ottenere un conferimento di pari o minore entità presso il corrispondente punto di uscita, con applicazione di corrispettivi per i prodotti infra-annuali determinati sulla base dei medesimi moltiplicatori previsti per i punti di riconsegna, e ha stabilito che il corrispettivo CMT per la remunerazione del servizio di misura svolto dalle imprese di trasporto sia calcolato e fatturato su base mensile. La riforma generale dei conferimenti di capacità presso tutti i punti di uscita e di riconsegna della rete di trasporto gas (oltre che termoelettrici anche civili ed industriali) sarà oggetto di un successivo DCO che terrà conto sia degli esiti del progetto pilota che delle nuove disposizioni in materia tariffaria contenute nel Regolamento UE 460/2017 del 17 marzo 2017, attualmente in consultazione, nonché della diversa elasticità al prezzo della domanda di capacità delle varie tipologie di utenti. L’Autorità, con Delibera 306/2018/R/gas, ha approvato i corrispettivi di trasporto e dispacciamento del gas naturale per il 2019, mentre quelli relativi al 2018 erano stati approvati con Delibera 795/2017/R/gas. In generale, nel 2019 rispetto al 2018, si registra un aumento dei corrispettivi di ingresso (circa +10%) nella rete nazionale, del corrispettivo unitario variabile CV (+0,5%) e del corrispettivo transitorio di misura (+5,7%) ed una leggera diminuzione dei corrispettivi di uscita dalla rete nazionale (circa -2%) e del corrispettivo unitario di capacità di rete regionale (circa -3%). Valorizzazione degli sbilanciamenti elettrici La Delibera n. 111/06 definisce le regole per il calcolo dei prezzi di sbilanciamenti da applicarsi agli scostamenti tra i programmi di immissione e di consumo e le effettive produzioni e prelievi. Il contenimento degli sbilanciamenti è auspicabile perché favorisce la riduzione dei costi che ricadono sulla bolletta dei clienti finali in quanto Terna, a fronte di più accurate previsioni da parte degli utenti del dispacciamento, utilizza minori risorse per il bilanciamento in tempo reale del sistema. Per tale ragione la disciplina degli sbilanciamenti è stata oggetto di diversi interventi di modifica da parte dell’Autorità al fine di allineare la regolazione alla necessità di un’efficiente configurazione di mercato spingendo gli operatori ad effettuare previsioni di produzione e consumo sempre migliori, evitando fenomeni di arbitraggio tra i prezzi sui diversi mercati.

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Periodo luglio 2012-agosto 2014 (escluso giugno 2014) Relativamente al periodo luglio 2012 – agosto 2014 (escluso giugno 2014), in ragione del ricorso proposto da alcuni operatori, le Delibere 342/2012/R/eel, 239/2013/R/eel e 285/2013/R/eel sono state annullate dal giudice amministrativo, per difetto di motivazione sull’urgenza dei provvedimenti e per difetto di consultazione. Periodo gennaio 2015 – giugno 2016 A giugno 2016, considerato il significativo incremento dei costi di sbilanciamento, l’Autorità ha avviato un’indagine al fine di verificare eventuali condotte sui mercati all’ingrosso lesive del diritto degli utenti finali e degli altri operatori ad una corretta determinazione del valore delle risorse del dispacciamento, nonché di annullare gli eventuali impatti delle suddette condotte in termini di incremento dei prezzi di sbilanciamento. L’Autorità ha avviato numerosi procedimenti individuali per l'adozione di provvedimenti prescrittivi e/o di regolazione asimmetrica. In particolare, per la società Linea Più, con deliberazione 164/2018/S/eel, ARERA ha comminato, una sanzione di Euro 1.500.000. La delibera è stata impugnata dalla società dinnanzi al TAR Lombardia, il quale con l’ordinanza cautelare n.00793 del 31 maggio 2018, ha disposto la sospensione dell’efficacia della deliberazione in oggetto fino all’udienza di merito (prevista nell’anno 2019) subordinatamente alla prestazione a favore di ARERA di garanzia bancaria o assicurativa a prima richiesta, avente ad oggetto una somma pari alla sanzione comminata con la medesima deliberazione. Progetti pilota Terna per l’apertura del mercato dei servizi di dispacciamento a nuove risorse Con Delibera 300/2017/R/eel l’Autorità ha avviato un percorso di apertura del mercato dei servizi di dispacciamento (MSD) a nuove risorse dando mandato a Terna di predisporre progetti pilota cui gli operatori possono aderire volontariamente per fornire risorse tramite unità di produzione (UP), unità di consumo (UC) e storage. La partecipazione e la fornitura di servizi possono avvenire anche in forma aggregata nonché sono ammesse anche tipologie di impianti prima esclusi quali unità di produzione alimentate da fonti rinnovabili non programmabili rilevanti e non rilevanti, unità programmabili finora non abilitate e sistemi di accumulo. Ad oggi Terna ha proposto 6 progetti pilota: 1. UVAC (Unità Virtuali Abilitate di Consumo) approvato con Delibera 372/2017/R/eel e che prevede:

• accesso a MSD per UC che, anche aggregate, superano 1 MW di potenza regolabile con remunerazione “a chiamata”;

• contrattazione a termine – nella forma di contratto ad una via - da parte di Terna in momenti critici per il sistema al fine di aumentare le risorse disponibili: da giugno 2017 a luglio 2018 Terna ha assegnato 461 MW – non continui – per un importo di circa 3 milioni di euro.

2. UVAP (Unità Virtuali Abilitate di Produzione) approvato con Delibera 583/2017/R/eel e che prevede: • abilitazione volontaria di UP, anche non rilevanti e che, aggregate, superano 1 MW di potenza

regolabile; • remunerazione solo “a chiamata”.

3. Reattiva in specifiche zone di rete ma non ancora approvato dall’Autorità: • Terna ha chiesto la fornitura di energia reattiva in alcuni poli specifici di rete, tra cui nell’Area di Brindisi

senza fornitura di energia attiva. 4. UPR (Unità di Produzione Rilevanti), consultazione conclusasi il 30 marzo 2018, non ancora approvato

dall’Autorità e che prevede: • accesso a MSD per UP rilevanti oggi non abilitate (rinnovabili non programmabili, UP oggi non

obbligatoriamente abilitate). 5. UPI (Unità di Produzione Integrate) – storage per regolazione primaria della frequenza, consultazione

conclusa il 22 maggio 2018, non ancora approvato dall’Autorità e che prevede: • possibilità di fornire regolazione primaria presso UP abilitate o UPR tramite Unità di Stoccaggio

integrate in tal modo liberando la semibanda di regolazione dell’1,5% della potenza che le UP abilitate

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sono obbligate a riservare a Terna; • limite di 30 MW alla potenza qualificabile sul Continente.

6. UVAM (Unità Virtuali Abilitate Miste), consultazione aperta in data 4 luglio 2018 e che prevede: • superamento dei progetti UVAC e UVAP tramite la definizione di Unità Virtuale Aggregata Mista che

può comprendere UC e UP: i titolari di UVAC e UVAP avranno un tempo limitato per adeguarsi al Regolamento UVAM e non decadere dall’abilitazione a MSD;

• possibile contrattazione a termine analoga a quella prevista per le UVAC e dal valore economico non noto: tale contrattazione prevede l’obbligo, per i titolari di UVAM, di offrire su MSD per almeno 4 ore nella fascia 14:00 – 20:00 dal lunedì al venerdì.

Incentivi alla produzione da fonte rinnovabile e conversione del Certificato Verde in tariffa Il D.Lgs. 3 marzo 2011, n. 28, in attuazione della Direttiva 2009/28/CE, ha definito i regimi incentivanti per la produzione elettrica alimentata da fonte rinnovabile al fine del conseguimento degli obiettivi europei al 2020, poi attuati con i Decreti Ministeriali 6 luglio 2012 e 23 giugno 2016 relativi agli impianti da fonti rinnovabili diversi dai fotovoltaici. Questi Decreti stabiliscono tariffe incentivanti (del tipo feed-in-premium) che si sommano ai ricavi derivanti dalla vendita dell’energia sul mercato: per le unità di produzione sotto specifiche soglie di potenza gli incentivi sono riconosciuti tramite accesso diretto o tramite iscrizione a registri gestiti dal GSE mentre per gli impianti con potenze superiori è prevista una procedura d’asta. Dal 1° gennaio 2016 agli impianti da fonti rinnovabili entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2012 e rientranti nel precedente schema incentivante dei Certificati Verdi (CV) è riconosciuto un incentivo corrisposto dal GSE sulla produzione netta per tutto il residuo periodo di diritto ai CV e che si somma ai ricavi di vendita sul mercato. Tale incentivo (I) è pari a: • I = k x (180 – Re) x 0,78; • k = coefficiente tecnologico pari a 1 per gli impianti entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2007 e per

quelli successivi assume i valori definiti dalla Legge n. 244/2007; • Re = è il prezzo di cessione dell’energia elettrica sul mercato registrato nell’anno precedente e comunicato

dall’Autorità. Nel 2018 l’incentivo (I) è pari a 98,95 €/MWh. Analogo strumento è riconosciuto agli impianti che hanno beneficiato dei CV rilasciati sulla cogenerazione abbinata al teleriscaldamento (CV TLR) per i quali l’incentivo (I) è fisso e pari a 84,34 €/MWh (calcolato rispetto al prezzo medio di mercato registrato nel 2010). Dal 1° gennaio 2016 gli incentivi sono erogati trimestralmente dal GSE entro il secondo trimestre successivo a quello di riferimento e sulla base della sottoscrizione di una convenzione e previa registrazione e validazione degli impianti sul portale del GSE. Concessioni idroelettriche di grande derivazione La mancata attuazione delle norme primarie volte a consentire lo svolgimento di gare per l’assegnazione delle concessioni idroelettriche di grande derivazione ha portato alla prosecuzione della gestione da parte degli attuali titolari, anche nei casi in cui le concessioni siano formalmente giunte a scadenza. Più dettagliatamente l’art. 37, comma 4, della Legge 134/2012 di conversione del D.L. Sviluppo 83/2012 ha confermato il termine di 5 anni prima della scadenza della concessione come limite temporale entro cui indire la gara per la riassegnazione e ha previsto per le nuove concessioni una durata di 20 anni, estendibile fino a 30 in relazione all’entità degli investimenti secondo i criteri stabiliti da un decreto ministeriale attuativo, non ancora emanato. Inoltre, la norma ha stabilito un regime transitorio speciale (acceleratorio) per indire le gare relative alle concessioni già scadute o in scadenza entro il 31 dicembre 2017 (per le quali era impossibile il rispetto dei 5 anni). Tali gare dovranno essere indette entro 2 anni dalla data di entrata in vigore del predetto

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decreto ministeriale. La mancata emanazione del “DM Gare” configura un’estensione di fatto della gestione da parte degli attuali concessionari anche di queste derivazioni in scadenza oltre il 2017. Il Governo, nell’ambito della costituzione in mora ricevuta in data 26 settembre 2013 dalla Commissione Europea che afferma la contrarietà della succitata legislazione italiana a principi e norme del diritto comunitario, ha ritenuto di prospettare alla Commissione una futura modifica nell’ambito di un complessivo riassetto del settore da attuarsi attraverso una legge delega. Sul tema è recentemente intervenuto l’art. 1, comma 833, della Legge di Bilancio 2018 (1) che ha introdotto, con riferimento alle concessioni idroelettriche di grande derivazione delle province autonome di Trento e Bolzano, le seguenti novità: • proroga di diritto fino al 31/12/2022, in forza di disposizioni che prevedono un termine di scadenza anteriore

a tale data; • criteri di valorizzazione dei beni alla scadenza delle concessioni (e in caso di decadenza, rinuncia e revoca):

- per le cosiddette “opere bagnate” è previsto un trasferimento, in linea di principio gratuito, alle Province. Un indennizzo, pari al valore del bene non ancora ammortizzato, è riconosciuto solo nel caso di investimenti realizzati, a spese del concessionario, su tali opere, purché previsti dall’atto di concessione o autorizzati dal concedente;

- per le cosiddette “opere asciutte” si rimanda alle disposizioni dell’art. 25, comma 2, del R.D. 1775/1933 (“riconoscimento di un importo pari al valore di stima del materiale in opera, calcolato al momento dell'immissione in possesso, astraendo da qualsiasi valutazione del reddito da esso ricavabile”);

• rinvio ad un’emananda legge provinciale, finalizzata a stabilire le modalità e le norme procedurali per lo svolgimento delle gare per l’assegnazione delle concessioni idroelettriche.

Si sottolinea, invece, la mancanza di una previsione di trasferimento al nuovo concessionario della titolarità dell’intero ramo d’azienda relativo alle attività oggetto di concessione. Per quanto concerne la normativa regionale, la Lombardia con le Leggi Regionali n. 19/2010 e n. 35/2014 ha modificato il precedente quadro di riferimento (Legge Regionale n. 26/2003), disciplinando la cosiddetta “prosecuzione temporanea dell’esercizio” per le concessioni di grande derivazione già scadute e prevedendo l’imposizione di un canone aggiuntivo. Con riferimento al canone aggiuntivo, con la D.G.R. n. 5130/2016 del 9 maggio 2016 la Regione ha quantificato in via provvisoria tale canone per le concessioni idroelettriche di grande derivazione scadute, introdotto dalla L.R. n. 19/2010, nella misura di 20 euro/kW di potenza nominale media di concessione, con riserva di successivo incremento (e relativo conguaglio) qualora dagli studi che la Regione sta conducendo emergesse che la cosiddetta “rendita” delle concessioni scadute fosse superiore. A2A S.p.A. ha presentato ricorso verso la D.G.R. n. 5130/2016. La società ha, inoltre, impugnato innanzi al TSAP sia le precedenti delibere regionali di “prosecuzione temporanea dell’esercizio” sia, a marzo 2018, la recente D.G.R. n. X/7693 in forza del principio di omogeneità dei canoni sul territorio nazionale in quanto condizione afferente la concorrenza (art. 37, comma 7, Legge 134/2012) e in quanto il D.Lgs. 79/99, art. 12, comma 8 bis, sancisce che l’esercizio delle concessioni scadute prosegue, sino alla nuova assegnazione, da parte del concessionario uscente a condizioni invariate senza che occorra alcun provvedimento regionale. La Regione fonda, invece, la previsione di un canone aggiuntivo sul presupposto che le opere e gli impianti idroelettrici in questione siano già divenuti di sua titolarità, applicando il vecchio art. 25, comma 1, del R.D. 1775/33, sebbene superato dall’art. 37 della Legge n. 134/2012. Il canone aggiuntivo rappresenterebbe il

(1) Tale Legge ha modificato l’art. 13 del DPR 31 agosto 1972, n. 670 (“Approvazione del testo unico delle leggi costituzionali concernenti lo statuto speciale per il Trentino- Alto Adige”).

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corrispettivo per il godimento di tali beni da parte degli “ex concessionari”, che però sui medesimi continuano a pagare IMU e altri oneri. Con D.G.R. n. 13993 del 28 dicembre 2016 la Regione Lombardia ha determinato, per il periodo 1° gennaio 2011 – 31 dicembre 2016, gli importi dovuti a titolo di canoni aggiuntivi relativi alle grandi derivazioni idroelettriche scadute ed autorizzate alla prosecuzione temporanea, quantificando il canone aggiuntivo nella misura di 20 euro/kW di potenza nominale media annua, precedentemente definito a titolo ricognitorio dalla citata D.G.R. n. 5130. ( Infine, con l’art. 62 della Legge n. 221/2015 (cosiddetto “Collegato Ambientale”) il legislatore ha parificato al rialzo l’importo unitario del sovracanone BIM dovuto dai concessionari di piccole derivazioni superiori a 220 kW di potenza nominale, rendendolo identico a quello dovuto dai titolari di grandi derivazioni superiori ai 3 MW. Il Decreto 21 dicembre 2017 del Ministero dell’Ambiente ha quantificato il sovracanone BIM per il biennio 1° gennaio 2018 - 31 dicembre 2019 nell’ammontare di 30,67 euro/kW di potenza nominale media concessa.

Settlement gas: determinazione delle partite pregresse 2013-2017 Con le Delibere 670/2017/R/gas e 782/2017/R/gas l’Autorità ha approvato le disposizioni in materia di settlement gas definendo la metodologia per la determinazione delle partite fisiche ed economiche di aggiustamento per gli anni 2013-2016. La determinazione delle partite economiche è avvenuta secondo un procedimento articolato in due fasi: la prima funzionale al conguaglio delle partite attribuite all’utente del bilanciamento e la seconda finalizzata ad allocare ad ogni utente la quota di competenza della differenza tra immesso e prelevato. Gli esiti della sessione di aggiustamento pluriennale sono stati resi noti da Snam Rete Gas S.p.A. agli utenti del trasporto nel mese di giugno 2018 ma in considerazione delle numerose segnalazioni pervenute l’impresa di trasporto ha ritenuto opportuno concedere un’ulteriore finestra temporale per la definitiva presa in carico delle partite economiche ai fini del conteggio dell’esposizione potenziale del sistema nei confronti di ciascun utente. BUSINESS UNIT MERCATO Legge Concorrenza 2017 e cessazione delle tutele di prezzo La Legge annuale per il mercato e la concorrenza (Legge 4 agosto 2017, n. 124, o Legge Concorrenza 2017) reca disposizioni finalizzate a rimuovere ostacoli di natura regolatoria all'apertura dei mercati, a promuovere lo sviluppo della concorrenza e a garantire la tutela dei consumatori. L’articolo 1, dai commi 59 a 85, introduce rilevanti disposizioni inerenti il mercato energetico, prevedendo: • la fine dei regimi di tutela di prezzo per l’energia elettrica e il gas dal 1° luglio 2019; • disposizioni in tema di condizioni contrattuali obbligatorie e di confrontabilità delle offerte; • la promozione dei gruppi di acquisto; • la costituzione di un elenco dei soggetti abilitati alla vendita di energia elettrica; • la ridefinizione dei meccanismi a sostegno dei cittadini in tema di fuel poverty; • disposizioni finalizzate a contrastare il fenomeno delle cosiddette maxi-bollette; • l’accesso da parte delle utilities alle banche dati contenenti informazioni sul credito e sull’identità dei

clienti. L’Autorità ha implementato i seguenti adempimenti previsti a proprio carico dalla Legge Concorrenza 2017: • con Delibera 555/2017/R/com ha disciplinato una specifica tipologia di offerta sul mercato libero a

condizioni equiparate di tutela (offerte PLACET) e ha individuato le condizioni contrattuali minime per tutti i contratti di mercato libero dell'energia elettrica e del gas naturale;

• con Delibera 746/2017/R/com ha imposto obblighi di informazione a carico dei fornitori nell'ambito della tutela gas e degli esercenti la maggior tutela elettrica per informare i clienti del superamento delle tutele

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di prezzo (ad esempio tramite la bolletta); • con Delibera 762/2017/I/eel ha proposto al MiSE i criteri, le modalità, i requisiti tecnici, finanziari e di

onorabilità per l'iscrizione e la permanenza all'interno dell'Elenco Venditori Elettricità (EVE); • con Delibera 51/2018/R/com ha definito i requisiti di funzionamento del portale informatico per la raccolta

e pubblicazione delle offerte commerciali sul sito www.prezzoenergia.it gestito da Acquirente Unico S.p.A.;

• ha trasmesso al MiSE il Rapporto 117/2018/I/com sul monitoraggio dei mercati di vendita al dettaglio dell'energia elettrica e del gas necessario ai fini della verifica del raggiungimento degli obiettivi previsti dalla Legge Concorrenza 2017.

Si è ancora in attesa degli adempimenti a carico del MiSE: • approvazione dell’Elenco Venditori Elettricità; • riforma del bonus sociale; • modalità di attuazione della fine dei regimi di tutela di prezzo tramite un apposito DM che avrebbe dovuto

essere adottato entro il 30 aprile 2018 e che dovrà definire le misure necessarie a garantire la cessazione della disciplina transitoria dei prezzi e l’ingresso consapevole nel mercato dei clienti finali, secondo meccanismi che assicurino la concorrenza e la pluralità di fornitori e di offerte nel libero mercato.

Componenti a copertura dei costi di commercializzazione sulla maggior tutela elettrica, sul mercato libero elettrico e sulla tutela gas La Delibera 927/2017/R/eel ha aggiornato la componente RCV a copertura dei costi di commercializzazione sostenuti dall'esercente la maggior tutela elettrica prevedendo, rispetto al 2017 e con riferimento alla zona Centro-Nord, una riduzione per i clienti domestici e un incremento per i clienti non domestici. La Delibera 633/2016/R/eel ha aggiornato fino al 30 giugno 2018 la componente PCV a copertura dei costi di commercializzazione sul mercato libero, disponendo un incremento di 2,92 euro per i clienti domestici (+5,3% ossia da 54,87 euro/POD a 57,79 euro/POD) e di 2,51 euro per i clienti BT altri usi (+2,2% ossia da 115,87 euro/POD a 118,38 euro/POD). A seguito del differimento al 1° luglio 2019 della data prevista per la fine dei regimi di tutela disposta dal testo finale della Legge Concorrenza 2017 con Delibera 364/2018/R/eel l’Autorità ha provveduto a confermare, a decorrere dal 1° luglio 2018, i valori della componente PCV precedentemente definiti. Ulteriori meccanismi di copertura dei costi efficienti sulla maggior tutela elettrica Con riferimento agli ulteriori meccanismi di compensazione dei costi sulla maggior tutela elettrica si segnala: • per effetto dell’istanza presentata con riferimento al meccanismo di compensazione della morosità dei

clienti finali di cui al TIV, finalizzato a riconoscere eventuali oneri legati alla morosità eccedenti l’ unpaid ratio già considerato ai fini dell’aggiornamento della componente RCV (COMP 2017),

• per effetto dell’istanza presentata con riferimento al meccanismo relativo alla fuoriuscita dei clienti dal servizio di maggior tutela, finalizzato a riconoscere l’ulteriore costo fisso connesso ad un tasso di uscita dei clienti verso il mercato libero maggiore rispetto a quanto implicitamente riconosciuto nell’ambito della definizione della componente RCV (PUC 2017).

BUSINESS UNIT AMBIENTE Incentivazione del biometano utilizzato nel settore dei trasporti Il Decreto interministeriale 2 marzo 2018 innova la disciplina di incentivazione del biometano orientandola in modo esclusivo all’utilizzo nel settore dei trasporti, per favorire il raggiungimento dell’obiettivo del 10% di consumo di energia rinnovabile nei trasporti al 2020, previsto dalla Direttiva 2009/28/CE. Innanzitutto, il decreto modifica le percentuali minime di obbligo di immissione in consumo di biocarburanti e biocarburanti avanzati a carico dei distributori di carburanti (da assolvere direttamente o mediante i cosiddetti

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Certificati di Immissione al Consumo - CIC). In particolare, una quota d’obbligo pari ad almeno il 75% deve essere assolta attraverso l’immissione di biometano avanzato, ossia biometano ottenuto da rifiuti e residui organici (FORSU). In secondo luogo la norma rivede i meccanismi di incentivazione distinti per il biometano e il biometano avanzato, prodotti da impianti nuovi che entrano in esercizio entro il 31 dicembre 2022, o da impianti esistenti alimentati da biogas sottoposti ad un processo di riconversione. Gli incentivi si applicano fino ad una quantità massima di biometano immesso pari a 1,1 miliardi metri cubi/anno. Per quanto concerne il biometano che non si qualifica come avanzato il produttore provvede alla vendita diretta del gas di origine rinnovabile ai soggetti titolari di impianti di distribuzione di carburanti, e in aggiunta ottiene il rilascio dei CIC corrispondenti al biometano immesso in rete, nella misura di 1 CIC per 10 GCal di carburante. Per quanto concerne, invece, il biometano avanzato, in alternativa alla vendita diretta (comunque possibile) è previsto un regime di “ritiro dedicato” del biometano da parte del GSE, fino alla soglia di quantità massima incentivabile pari alla quota d’obbligo del 75% di cui sopra. Il GSE corrisponde al produttore per 10 anni un prezzo pari a quello medio ponderato registrato sul mercato a pronti del gas naturale (MP-GAS) del GME nel mese di cessione, ridotto del 5%, e in aggiunta riconosce un valore dei CIC pari a 375 euro/titolo, conteggiando 1 titolo per 5 GCal di biometano avanzato (“doppio conteggio” rispetto alla valorizzazione del biometano che non si qualifica come avanzato). Nel caso del biometano avanzato, per ciascun impianto non sarà possibile accedere agli incentivi per la parte eccedente la produzione annua massima di 150 mila tonnellate di biocarburante. Nel caso di riconversione di impianti a biogas, ferme restando le due vie all’incentivazione secondo il tipo di biometano, i CIC sono riconosciuti in misura pari al 70% di quelli spettanti ai nuovi impianti. Il GME dovrà predisporre e gestire una piattaforma di mercato per la contrattazione dei CIC riconosciuti al biometano e al biometano avanzato che non accede al ritiro da parte del GSE. In data 18 giugno 2018, il GSE ha pubblicato le Procedure Applicative per la qualifica degli impianti di produzione e l’incentivazione del biometano mediante l’ottenimento dei CIC. A partire dal 2 luglio 2018, sarà inoltre disponibile il Portale Biometano che permetterà di presentare e gestire le richieste di qualifica per gli impianti di produzione. Incentivi ad impianti alimentati a biomassa, biogas e bioliquidi sostenibili La Legge di Stabilità 2016 (Legge 28 dicembre 2015, n. 208) all’articolo 1, commi 149, 150 e 151, così come modificati dalle Leggi 27 febbraio 2017 (c.d. Conversione DL Mezzogiorno) e 21 giugno 2017 (c.d. Conversione DL Manovrina) nonché dalla Legge di Bilancio 2018 (Legge 27 dicembre 2017, n. 205), introduce la possibilità per gli impianti alimentati a biomassa, biogas e bioliquidi sostenibili che cessino gli incentivi al 31 dicembre 2018 di accedere ad un incentivo riconosciuto sulla produzione elettrica fino al 31 dicembre 2021 (o per cinque anni dal rientro in esercizio). Finalità della norma è salvaguardare i livelli di generazione rinnovabile conseguiti per il raggiungimento degli obiettivi europei al 2020. L’incentivo riconosciuto è pari all’80% di quello previsto dall’articolo 19 del DM 6 luglio 2012 agli impianti rinnovabili di pari potenza. Ai sensi delle Linee Guida europee sugli aiuti di stato in materia di energia e ambiente, la Commissione considererà compatibili con il mercato interno gli aiuti al funzionamento se lo Stato membro sarà in grado di dimostrare che i costi operativi sostenuti dal beneficiario dopo l’ammortamento dell’impianto risultano ancora superiori al prezzo di mercato dell’energia. Gli impianti richiedenti dovranno presentare istanza al MiSE entro il 31 dicembre 2018 attestando, tramite perizia asseverata, il proprio buono stato di utilizzo e di produttività nonché il piano di approvvigionamento delle materie prime. Ad agosto 2017 il MiSE ha notificato tale misura di sostegno alla DG Competition per la sua valutazione alla luce delle già citate Linee Guida in materia di aiuti di stato. La procedura risulta ancora aperta presso la

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Commissione. Attribuzioni ad ARERA di specifiche funzioni di regolazione e controllo nel settore dei rifiuti L’articolo 1, commi 527-530, della Legge di Bilancio 2018 (Legge 27 dicembre 2017, n. 205) attribuisce all’Autorità per l’Energia Elettrica, il Gas e il Sistema Idrico, rinominata Autorità di Regolazione per Energia, Reti e Ambiente (ARERA), specifiche funzioni di regolazione e controllo del ciclo dei rifiuti, anche differenziati, urbani e assimilati. Le finalità delle suddette norme sono il miglioramento del sistema di regolazione del servizio, la garanzia di accessibilità, fruibilità e diffusione omogenee dello stesso, il conseguimento di adeguati livelli di qualità in condizioni di efficienza ed economicità della gestione, l’armonizzazione degli obiettivi economico-finanziari con quelli generali di carattere sociale, ambientale e di impiego appropriato delle risorse, l'adeguamento infrastrutturale agli obiettivi europei, per il superamento delle procedure di infrazione. Il perimetro della regolazione di ARERA consiste nelle seguenti funzioni: • emanazione di direttive per la separazione contabile e amministrativa della gestione, la valutazione dei

costi delle singole prestazioni e definizione di indici di valutazione dell'efficienza e dell'economicità delle gestioni a fronte dei servizi resi;

• definizione dei livelli di qualità dei servizi e vigilanza sulle modalità di erogazione dei servizi; • diffusione della conoscenza e della trasparenza delle condizioni di svolgimento dei servizi, tutela dei diritti

degli utenti; • definizione di schemi tipo dei contratti di servizio; • predisposizione e aggiornamento del metodo tariffario per la determinazione dei corrispettivi del servizio

integrato dei rifiuti e dei singoli servizi che lo costituiscono secondo il principio di copertura dei costi, sulla base della valutazione dei costi efficienti e del principio «chi inquina paga»;

• fissazione dei criteri per la definizione delle “tariffe di accesso agli impianti di trattamento”; • approvazione delle tariffe definite dagli enti di governo d'ambito (tariffa per il servizio integrato) e dai

gestori degli impianti di trattamento (tariffe di accesso); • verifica della corretta redazione dei piani di ambito e osservazioni/rilievi; • formulazione di proposte sul perimetro di attività ricadenti nel servizio integrato di gestione dei rifiuti da

assoggettare a concessione o autorizzazione, formulazione di proposte di modifica alla legislazione rilevante, e predisposizione di una relazione annuale al Parlamento.

La Delibera 1/2018/A ha dato avvio alle attività necessarie alla prima operatività in relazione ai nuovi poteri di regolazione, stabilendo (a) la definizione delle necessarie modifiche organizzative alla pianta organica e (b) l’avvio della ricognizione del settore con mappatura di operatori e stakeholder. In materia di finanziamento delle attività, l’Autorità si riserva di valutare se applicare già dal 2018 il contributo “di importo non superiore all'uno per mille dei ricavi dell'ultimo esercizio” da raccogliere presso gli operatori regolati Primi avvii di procedimento di ARERA nel settore dei rifiuti (a) Reclami e controversie La Delibera 82/2018/R/rif ha avviato un procedimento per l'individuazione delle prime attività relative alla definizione di un sistema di tutele per la trattazione dei reclami e delle controversie degli utenti finali del settore dei rifiuti, anche differenziati, urbani e assimilati. L’Autorità ha già disciplinato un sistema di tutele per i settori energetici regolati e per l’idrico attraverso il Testo integrato in materia di risoluzione extragiudiziale delle controversie tra clienti/utenti finali e operatori/gestori (TICO - Delibera 209/2016), prevedendo un apposito Servizio Conciliazione con l’avvalimento di Acquirente Unico S.p.A. (Sportello Consumatori). ARERA intende estendere tali meccanismi al settore dei rifiuti anche per rispondere alle richieste di informazioni e per trattare i reclami già pervenuti alla stessa Autorità a partire dal 1° gennaio 2018.

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Con Delibera 197/2018/R/rif il Regolatore ha previsto che le richieste di informazioni, i reclami, le istanze e le segnalazioni degli utenti finali del settore pervenuti all’Autorità siano temporaneamente gestite in avvalimento dallo Sportello Consumatori, con efficacia dall’1 luglio 2018, mediante l’utilizzo del personale e delle risorse già impegnati nelle analoghe attività svolte per i settori dell’energia e idrico e con le medesime tempistiche e modalità operative, ove compatibili. Acquirente Unico S.p.A. dovrà predisporre un progetto per l’anno 2019 per la gestione e il trattamento delle richieste di informazioni, dei reclami e delle controversie degli utenti del settore dei rifiuti. Successivi provvedimenti definiranno i meccanismi di avvalimento e le modalità di copertura dei costi: questi interverranno presumibilmente entro il 31 dicembre 2019, data di chiusura del procedimento avviato con la Delibera 82/2018. (b) Regolazione tariffaria La Delibera 225/2018/R/rif ha avviato un procedimento per l’adozione di provvedimenti di regolazione tariffaria nel ciclo dei rifiuti sui seguenti aspetti: • definizione del metodo tariffario per la determinazione dei corrispettivi del servizio integrato dei rifiuti e

dei singoli servizi che costituiscono attività di gestione; • fissazione dei criteri per la definizione delle tariffe di accesso agli impianti di trattamento; • modalità di approvazione delle tariffe definite dall’ente di governo d’ambito ottimale, o dall’autorità

competente a ciò preposta, per il servizio integrato e dai gestori degli impianti di trattamento; • verifica della corretta redazione dei piani d’ambito. Il procedimento prevede la convocazione di riunioni tecniche e tematiche con gli stakeholder, così come la pubblicazione di documenti di ricognizione. Al Direttore della Direzione Ciclo dei Rifiuti Urbani e Assimilati, responsabile del procedimento, è dato mandato di richiedere ai gestori del ciclo dei rifiuti nonché ai soggetti esercenti gli impianti di trattamento le informazioni rilevanti e propedeutiche all’adozione dei provvedimenti di regolazione tariffaria. In proposito la delibera richiama gli specifici poteri previsti dalla legge istitutiva dell’Autorità (L. 481/1995) in materia di raccolta di informazioni e dati (pena l’irrogazione di sanzioni amministrative pecuniarie). ARERA non fornisce alcuna indicazione che caratterizzi il fabbisogno informativo in questione, anzi è specificato che questo sarà definito “con successivi atti” in quanto le effettive necessità scaturiranno, data la novità della materia trattata, solo nel corso del procedimento. L’avvio di procedimento non fissa alcuna scadenza per l’emanazione dei provvedimenti ma fa un cenno al fatto che il procedimento non richiederà tempi brevi. La Delibera (stante la governance complessa del settore) è trasmessa al MATTM, al MEF, alla Presidenza del Consiglio dei Ministri, alle Regioni e all’ANCI. (c) Regolazione della qualità La Delibera 226/2018/R/rif ha avviato un procedimento per l’adozione di provvedimenti di regolazione della qualità del servizio nel ciclo dei rifiuti sui seguenti aspetti: • definizione dei livelli di qualità dei servizi, sentiti le Regioni, i gestori, le associazioni dei consumatori e • diffusione della conoscenza e della trasparenza delle condizioni di svolgimento dei servizi a beneficio

dell’utenza. Come già visto per i settori energetici e per l’idrico la regolazione adottata andrà a modificare e/o integrare il regolamento di servizio predisposto dal soggetto esercente il servizio. Il procedimento prevede la convocazione di riunioni tecniche e tematiche con gli stakeholder, così come la pubblicazione di documenti di ricognizione. Al Direttore della Direzione Ciclo dei Rifiuti Urbani e Assimilati, responsabile del procedimento, è dato mandato di richiedere ai soggetti esercenti il servizio di gestione del ciclo dei rifiuti le informazioni rilevanti e propedeutiche all’adozione dei provvedimenti. In proposito la delibera richiama gli specifici poteri previsti dalla legge istitutiva dell’Autorità (L. 481/1995) in materia di raccolta di informazioni e dati (pena l’irrogazione di sanzioni amministrative pecuniarie).

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L’avvio di procedimento non fissa alcuna scadenza per l’emanazione dei provvedimenti. La Delibera (stante la governance complessa del settore) è trasmessa al MATTM, al MEF, alla Presidenza del Consiglio dei Ministri, alle Regioni e all’ANCI. Pacchetto di misure sull’Economia Circolare approvato in ambito UE Dopo il voto favorevole del Parlamento Europeo in data 18 aprile 2018 e la successiva approvazione in via definitiva a maggio da parte del Consiglio Europeo, il 14 giugno è stato pubblicato il Pacchetto sull’Economia Circolare, composto da quattro Direttive in materia di rifiuti e un Regolamento relativo all’omologazione e alla vigilanza del mercato dei veicoli. Le misure contenute, oltre a norme ed indicazioni volte a migliorare la gestione dei rifiuti in ottica sostenibile, stabilisce alcuni obiettivi comuni per l’Unione Europea: • riciclo di almeno il 55% dei rifiuti urbani entro il 2025. Questa quota è destinata a salire al 60% entro il

2030 e al 65% entro il 2035; • riciclo del 65% dei rifiuti di imballaggi entro il 2025 (70% entro il 2030) con obiettivi diversificati con

riferimento al materiale riciclato. Le nuove regole riguardano anche le discariche e prevedono un obiettivo vincolante di riduzione dello smaltimento in discarica: gli Stati Membri dovranno assicurare che dal 2030 non vengano più conferiti in discarica i rifiuti riciclabili e che dal 2035 la quota complessiva di rifiuti urbani destinati alle discariche non ecceda il 10%. Le Direttive dovranno essere recepite nell’ordinamento dei Paesi Membri entro il 5 luglio 2020. D.M. 22 dicembre 2017 – Piano nazionale delle ispezioni Sulla G.U. 10 gennaio 2017, n. 7 è stato pubblicato il D.M. 22 dicembre 2016 “Adozione del Piano nazionale delle ispezioni di stabilimenti, imprese, intermediari e commercianti in conformità dell'art. 34 della Direttiva 2008/98/CE, nonché delle spedizioni di rifiuti e del relativo recupero o smaltimento”. Il Piano nazionale delle ispezioni concorre, insieme ai Piani di ispezione redatti negli altri Stati membri, ad armonizzare a livello europeo le modalità con cui vengono garantite le ispezioni su stabilimenti, imprese, intermediari e commercianti in conformità all’articolo 34 della direttiva 2008/98/CE, nonché sulle ispezioni delle spedizioni di rifiuti e del relativo recupero o smaltimento. Sono stati quindi individuati specifici flussi di rifiuti ritenuti di particolare interesse in base a criteri legati principalmente alla classificazione e alla pericolosità del rifiuto, al rischio di contaminazione, alle quantità movimentate e a rischi legati a particolari destinazioni o provenienze; tale selezione individua pertanto gli ambiti prioritari per l’effettuazione delle ispezioni previste dal Piano. La lista dei flussi di rifiuti individuati, classificati in base ai rispettivi codici CER e alla movimentazione in entrata/uscita dal territorio nazionale, è riportata nell’Allegato I, insieme al numero minimo di ispezioni previste. Le ispezioni presso stabilimenti, imprese, intermediari e commercianti assicurano almeno la sussistenza e la validità della documentazione autorizzativa dell’attività di gestione dei rifiuti, nonché la verifica dell’idoneità dei siti e degli impianti di gestione di rifiuti. Tali ispezioni sono coordinate, per quanto tecnicamente possibile, con quelle previste dalla normativa ambientale sugli impianti autorizzati con AIA o ai sensi degli artt. 208-216 del D.Lgs n. 152/2006 e con quelle previste dalla normativa in materia di prevenzione del rischio di incidenti rilevanti. Legge 27 febbraio 2017, n. 19 – Approvazione D.L. Mille proroghe 2017 Sulla G.U. 28 febbraio 2017, n. 49 è stata definitivamente approvata la legge di conversione del DL 30 dicembre 2016, n. 244. In particolare, in relazione al SISTRI, viene confermato senza modificazioni l’art.12, comma 1, con rinvio al 2018 delle sanzioni e il contestuale doppio regime (telematico e cartaceo MUD) fino al 31 dicembre 2017.

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D.M. 6 marzo 2017, n. 58 – Modalità contabili e tariffe AIA Sulla G.U. 11 maggio 2017, n. 108 è stato pubblicato il D.M. 6 marzo 2017, n. 58 “Regolamento recante le modalità, anche contabili, e le tariffe da applicare in relazione alle istruttorie ed ai controlli previsti al Titolo III-bis della Parte Seconda, nonché i compensi spettanti ai membri della commissione istruttoria di cui all'art. 8-bis”. La norma contiene le modalità di calcolo delle tariffe istruttorie e dei controlli degli impianti soggetti ad AIA. Dal 26 maggio le nuove tariffe sono vigenti per gli impianti/progetti di competenza statale mentre per quelli di competenza regionale/provinciale le regioni hanno tempo fino al 07 novembre 2017 per adeguare le tariffe con proprio provvedimento (fino all'emanazione del provvedimento regionale continuano ad applicarsi le vigenti tariffe). Regolamento CEE/UE 8 giugno 2017, n. 997 – Regolamento (UE) 2017/997 del Consiglio, dell'8 giugno 2017, che modifica l'allegato III della Direttiva 2008/98/CE del Parlamento europeo e del Consiglio per quanto riguarda la caratteristica di pericolo HP 14 «Ecotossico» Su GUUE n. 150 del 14 giugno 2017 è stato pubblicato il Regolamento UE 997/2017 che modifica l’Allegato III della Direttiva 2008/98/CE del Parlamento Europeo e del Consiglio per quanto attiene all’attribuzione della caratteristica di pericolo “ecotossico” (HP14). In tale regolamento, viene illustrata la metodologia da adottare per la valutazione di tale caratteristica. Si precisa che non sarà più possibile adottare i criteri dell'ADR, che in via provvisoria erano consentiti dalla normativa italiana (ma non europea), e che il Regolamento entra in vigore il 4 luglio 2017 ma si applicherà a partire dal 5 luglio 2018. D.Lgs. Governo 16 giugno 2017, n. 104 – Attuazione della direttiva 2014/52/UE concernente la valutazione dell'impatto ambientale Sulla Gazzetta Ufficiale della Repubblica n. 156 del 6 luglio 2017 è stato pubblicato il D.Lgs. Governo 16 giugno 2017, n. 104 “Attuazione della direttiva 2014/52/UE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 16 aprile 2014, che modifica la direttiva 2011/92/UE, concernente la valutazione dell'impatto ambientale di determinati progetti pubblici e privati, ai sensi degli articoli 1 e 14 della legge 9 luglio 2015, n. 114.” Con il recepimento della direttiva europea vengono ridefiniti gli istituti della verifica di assoggettabilità a VIA e a dei procedimenti di VIA introducendo procedure più semplici, tempi certi e regole uniformi su tutto il territorio. Fra le principali novità vi è la nuova formulazione dell'art. 27 del D.Lgs. 152/2006 che per i progetti di competenza statale introduce un Provvedimento unico in materia ambientale attivabile facoltativamente dal preponente che coordina e sostituisce tutti i titoli abilitativi o autorizzativi necessari per l'esercizio del progetto. Anche per i progetti di competenza regionale viene previsto (nuovo art. 27 bis) un nuovo Provvedimento autorizzatorio unico regionale. Regolamento (UE) 28 agosto 2017, n. 1505 – EMAS: novità dall’Unione Europea Sulla GUUE L 222 del 29 agosto 2017 è stato pubblicato il Regolamento (UE) 28 agosto 2017, n. 1505 “che modifica gli allegati I, II e III del regolamento (CE) n. 1221/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio sull'adesione volontaria delle organizzazioni a un sistema comunitario di ecogestione e audit (EMAS)”. La norma tenendo conto della versione aggiornata, terza edizione della ISO 14001:2015, sostituisce, aggiornandoli, gli allegati I, II e III del regolamento (CE) n. 1221/2009 con particolare riferimento alle prescrizioni per l'analisi ambientale e alle prescrizioni relative all'audit ambientale interno. Legge 3 agosto n. 123 – Novità in merito alla classificazione dei rifiuti Sulla Gazzetta Ufficiale della Repubblica, il giorno 12 agosto, è stata pubblicata la Legge 3 agosto n. 123 di conversione del Dl n. 91/2017 recante “Disposizioni urgenti per la crescita economica nel Mezzogiorno”. In relazione alla classificazione dei rifiuti, viene confermato l’articolo 9 del Dl n. 91/2017 che prevede

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l’aggiornamento di quanto stabilito nella premessa all’Allegato D parte quarta del D.Lgs. 152/2006 e s.m.i. come di seguito riportato: “1. I numeri da 1 a 7 della parte premessa all’introduzione dell’allegato D alla parte IV del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152, sono sostituiti dal seguente: « 1. La classificazione dei rifiuti è effettuata dal produttore assegnando ad essi il competente codice CER ed applicando le disposizioni contenute nella decisione 2014/955/UE e nel regolamento (UE) n. 1357/2014 della Commissione, del 18 dicembre 2014, nonché nel regolamento (UE) 2017/997 del Consiglio, dell’8 giugno 2017.” Oltre al Regolamento n. 1357/2014, si richiama il nuovo Regolamento 2017/997 che definisce i criteri per l’attribuzione della caratteristica di pericolo HP14 (ecotossico) che saranno applicabili a partire dal 5 luglio 2018. D.P.R. 13 giugno 2017, n. 120 – Regolamento recante la disciplina semplificata della gestione delle terre e rocce da scavo Sulla GU del 7 agosto 2017, n. 183 è stato pubblicato il Decreto Presidente Repubblica 13 giugno 2017, n. 120 “Regolamento recante la disciplina semplificata della gestione delle terre e rocce da scavo, ai sensi dell'articolo 8 del decreto-legge 12 settembre 2014, n. 133, convertito, con modificazioni, dalla legge 11 novembre 2014, n. 164”. Con la presente norma, sono adottate le disposizioni di riordino e di semplificazione della disciplina inerente la gestione delle terre e rocce da scavo, con particolare riferimento: a) alla gestione delle terre e rocce da scavo qualificate come sottoprodotti, ai sensi dell'art. 184 bis, del D.Lgs

152/2006, provenienti da cantieri di piccole dimensioni, di grandi dimensioni e di grandi dimensioni non assoggettati a VIA o a AIA, compresi quelli finalizzati alla costruzione o alla manutenzione di reti e infrastrutture;

b) alla disciplina del deposito temporaneo delle terre e rocce da scavo qualificate rifiuti; c) all'utilizzo nel sito di produzione delle terre e rocce da scavo escluse dalla disciplina dei rifiuti; d) alla gestione delle terre e rocce da scavo nei siti oggetto di bonifica. Il presente regolamento, in attuazione dei principi e delle disposizioni della direttiva 2008/98/CE, disciplina le attività di gestione delle terre e rocce da scavo, assicurando adeguati livelli di tutela ambientale e sanitaria e garantendo controlli efficaci, al fine di razionalizzare e semplificare le modalità di utilizzo delle stesse. Il decreto entra in vigore il giorno 22 agosto 2017. DM 10 novembre 2017 – Strategia Energetica Nazionale 2017 (SEN) Sul sito del Ministero dello Sviluppo economico è stato pubblicato il DM 10 novembre 2017 che adotta la Strategia Energetica Nazionale 2017 (SEN). La SEN 2017 definisce le misure per raggiungere i traguardi di crescita sostenibile e ambiente stabiliti nella ventunesima riunione della Conferenza delle parti della Convenzione sui cambiamenti climatici (COP21), contribuendo in particolare all'obiettivo della de-carbonizzazione dell’economia e della lotta ai cambiamenti climatici. Gli obiettivi al 2030, in linea con il Piano dell’Unione dell’Energia, perseguiti sono: - migliorare la competitività del Paese, continuando a ridurre il gap di prezzo e di costo dell’energia rispetto

all’Europa, in un contesto di prezzi internazionali crescenti; - raggiungere e superare in modo sostenibile gli obiettivi ambientali e di decarbonizzazione al 2030, in linea

con i futuri traguardi stabiliti nella COP21; - continuare a migliorare la sicurezza di approvvigionamento e la flessibilità dei sistemi e delle infrastrutture

energetiche. D.Lgs 15 novembre 2017, n. 183 – Emissioni in atmosfera da impianti medi: modificato D.Lgs 152/2006 Sulla GU 16 dicembre 2017, n. 293 è stato pubblicato il D.Lgs 15 novembre 2017, n. 183 “Attuazione della direttiva (UE) 2015/2193 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 25 novembre 2015, relativa alla

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limitazione delle emissioni nell'atmosfera di taluni inquinanti originati da impianti di combustione medi, nonché per il riordino del quadro normativo degli stabilimenti che producono emissioni nell'atmosfera, ai sensi dell'articolo 17 della legge 12 agosto 2016, n. 170”. Tale norma, in attuazione della delega prevista all’articolo 17 della legge 12 agosto 2016, n. 170, incarica il Governo ad adottare disposizioni per l'attuazione della direttiva (UE) 2015/2193, nonché per realizzare un riordino generale del quadro normativo degli stabilimenti che producono emissioni in atmosfera. Viene quindi modificata la Parte Quinta del D.Lgs 152/2006 sia per quanto concerne i medi impianti di combustione (impianti di potenza termica inferiore a 50 MW) sia attraverso un complessivo riordino della normativa sugli stabilimenti che producono emissioni in atmosfera. Il presente decreto entra in vigore il giorno 19 dicembre 2017. Legge 27 dicembre 2017, n. 205 – Proroga SISTRI Sul Supplemento Ordinario n. 62 alla Gazzetta Ufficiale n. 302 del 29 dicembre 2017 è stata pubblicata la legge n. 205 del 27 dicembre 2017 “Bilancio di previsione dello Stato per l'anno finanziario 2018 e bilancio pluriennale per il triennio 2018-2020”. Con il comma 1134 dell’articolo 1 si stabilisce la proroga al 31 dicembre 2018 della moratoria sulle sanzioni operative del Sistri previste dalla legge n. 125 del 30 ottobre 2013. Con il comma 1135, al decreto legislativo n. 152 del 3 aprile 2006, dopo l'articolo 194 è aggiunto un nuovo articolo 194-bis (Semplificazione del procedimento di tracciabilità dei rifiuti e per il recupero dei contributi dovuti per il SISTRI) con il quale si prevede la digitalizzazione dei dati richiesti inerenti la gestione rifiuti, la trasmissione del formulario di cui all’articolo 193 tramite posta elettronica certificata, la definizione delle modalità per il recupero dei contributi SISTRI dovuti e non corrisposti. BUSINESS UNIT RETI E CALORE Tariffe di riferimento per il servizio di distribuzione e misura del gas naturale definitive 2017 e provvisorie 2018 Con Delibera 149/2018/R/gas l’Autorità ha approvato le tariffe di riferimento definitive 2017 per l’attività di distribuzione e misura del gas naturale (sulla base degli investimenti a consuntivo 2016, al netto di dismissioni e contributi relativi allo stesso anno), mentre con Delibera 177/2018/R/gas ha approvato quelle provvisorie 2018 (sulla base degli investimenti a pre-consuntivo 2017). Per quanto concerne queste ultime, rispetto al 2017 è posta pari a zero la componente DCVER a copertura dei costi operativi relativi alle verifiche metrologiche, in quanto tali costi saranno riconosciuti a piè di lista, così come continueranno ad essere riconosciuti a consuntivo, fino al 2020, i costi di capitale relativi alla telegestione dei misuratori elettronici. Le tariffe sono definite con un WACC pari al 6,1% per l’attività di distribuzione e pari al 6,6% per la misura (Delibera 583/2015/R/com – TIWACC). La revisione del WACC è prevista a metà del periodo regolatorio corrente, ossia con decorrenza 2019. L’Autorità, inoltre, con, la Delibera 904/2017/R/gas ha stabilito criteri e modalità di riconoscimento dei costi relativi all’attività di misura per il 2018 e il 2019, nonché la decorrenza per l’applicazione di criteri di valutazione degli investimenti sulla base di costi standard. Tale provvedimento prevede che: • i costi dei sistemi di telelettura/telegestione, e dei concentratori continuino ad essere riconosciuti a

consuntivo nei limiti di un tetto massimo; • i costi standard per alcune classi di misuratori siano rivisti, contestualmente ad una revisione del peso del

costo standard (da 50% a 40%) rispetto a quello del costo effettivo ai fini del riconoscimento in tariffa degli investimenti relativi a misuratori elettronici;

• siano posticipati a novembre 2018 i termini per la definizione del prezzario e del relativo metodo di riferimento per il riconoscimento dei costi relativi agli investimenti nelle reti di distribuzione del gas naturale, che troveranno applicazione a partire dagli investimenti del 2019 (e quindi con impatti sulle tariffe

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2020. • Infine, con Delibera 859/2017/R/gas sono state definite le tariffe obbligatorie da applicarsi ai clienti finali

per i servizi di distribuzione e misura del gas. Regolazione della performance di misura per i punti di riconsegna connessi alle reti di distribuzione di gas naturale La Delibera 522/2017/R/gas ha apportato alcune modifiche alla RQDG 2014 – 2019 finalizzate a favorire il miglioramento della performance degli operatori per l’attività di misura del gas naturale: • con decorrenza luglio 2017 e per i misuratori accessibili, lo standard “Frequenza di raccolta della misura

per misuratore accessibile” è sostituito dallo standard “Raccolta della misura per misuratore accessibile”; • il numero minimo di letture da raccogliere per i misuratori c.d. accessibili è quello stabilito dagli art. 14.1

(misuratori tradizionali e smart meter gas < G10) e 14bis.1, lettera a) (smart meter >= G10) del TIVG. In caso di mancato rispetto di tale standard è previsto un indennizzo automatico pari a 35 euro (si sottolinea che l’Autorità considera gli smart meter gas in ogni caso accessibili, indipendentemente dalla loro effettiva collocazione fisica).

Con decorrenza 2018 e con riferimento alle imprese di distribuzione con più di 50.000 clienti finali al 31 dicembre 2016, relativamente ad ogni PDR attivo con misuratore tradizionale parzialmente accessibile o non accessibile, viene introdotto l’obbligo di garantire almeno una lettura con esito positivo nel corso dell’anno. In caso contrario, per tali punti il distributore è obbligato alla sostituzione dei misuratori tradizionali con misuratori elettronici. Tali obblighi di sostituzione sono aggiuntivi rispetto a quelli già previsti dalla Delibera 631/2013/R/gas (direttive smart meter gas). In caso di inadempimento degli ulteriori obblighi di sostituzione è prevista una penalità unitaria annua (fino alla sostituzione) a carico dell'impresa di distribuzione pari a 4 € per ogni misuratore non sostituito. Attualmente sono in corso approfondimenti con l’Autorità in merito alle modalità applicative di tali disposizioni e sulle relative criticità riscontrate dagli operatori. Con medesima decorrenza e perimetro viene, infine, introdotto uno specifico indicatore per monitorare la percentuale di misuratori accessibili con letture con esito positivo, differenziato per classi di consumo. L’Autorità si riserva la possibilità di effettuare la pubblicazione comparativa di tali indicatori. Affidamento e svolgimento del servizio di distribuzione del gas naturale A seguito della riforma delle modalità di affidamento del servizio di distribuzione di gas naturale, sono stati definiti 177 “Ambiti Territoriali Minimi - ATEM” (DM 19 gennaio 2011 e DM 18 ottobre 2011) per i quali saranno indette le gare per l’affidamento del servizio secondo quanto previsto dal cd. Regolamento gare (DM 12 novembre 2011, n. 226, come successivamente integrato e modificato). Sono state, altresì, adottate norme a tutela dell’occupazione dei dipendenti degli operatori coinvolti nel riassetto del settore (DM 21 aprile 2011). Nel corso degli ultimi anni diverse disposizioni sono intervenute modificando il D.Lgs. n. 164/2000 e il DM 226/2011 con particolare riferimento alle modalità di determinazione del valore di rimborso da riconoscere al gestore uscente (VIR) e alle tempistiche per l’indizione delle gare. Il DM 22 maggio 2014 ha approvato le Linee Guida relative ai criteri ed alle modalità applicative ai fini della determinazione del VIR mentre il DM 20 maggio 2015, n. 106, ha modificato il DM 226/2011 in modo da recepire le novità normative succedutesi in materia di calcolo del VIR (soprattutto per quel che riguarda il trattamento dei contributi), l’applicazione delle linee guida, la percentuale massima del canone, il riconoscimento dei costi sottesi ai progetti di efficienza energetica da realizzarsi nell’ambito ed offerti in sede di gara. Il D.L. 210/2015 (c.d. Milleproroghe 2016) ha concesso un’ulteriore proroga delle scadenze per la pubblicazione dei bandi di gara da parte delle Stazioni Appaltanti e sono state eliminate le penalizzazioni a carico di quelle inadempienti precedentemente previste. Il DM 11 gennaio 2017 ha, inoltre, parzialmente risolto l’incertezza sulla copertura, in termini di contributo tariffario, dei titoli generati dai progetti di efficienza energetica proposti in sede di gara. In particolare, il DM

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ha previsto che i certificati eventualmente emessi a fronte di tali progetti e annullati dal GSE nell’anno di riferimento riducano in egual misura gli obblighi di risparmio complessivi dell’anno successivo. Restano, tuttavia, alcune residue incertezze, tra cui il vincolo di territorialità degli interventi offerti in sede di gara. Si segnala, infine, che la norma sulle gare di distribuzione gas introdotta nel correttivo del Codice degli Appalti, pubblicato in G.U. il 5 maggio 2017, conferma la validità dell’attività svolta finora dalle Stazioni Appaltanti nella produzione della documentazione di gara e resta invariata anche la durata massima di 12 anni degli affidamenti. Nell’ambito dei compiti affidati dal legislatore al regolatore, l’Autorità, con Delibera 514/2012/R/gas ha predisposto lo schema di contratto di servizio tipo per la regolazione dei rapporti tra enti locali concedenti e gestori del servizio di distribuzione del gas naturale, contratto poi approvato dal MiSE con DM 5 febbraio 2013.Successivamente, con Delibera 571/2014/R/gas, l’Autorità ha proposto una modifica – in materia di riconoscimento delle quote di ammortamento a favore degli enti concedenti – a tale schema di contratto di servizio tipo, modifica tuttavia non recepita dal MiSE. Infine, a valle delle novità introdotte dalla Legge Concorrenza 2017 in materia di semplificazione dell’iter di valutazione dei valori di rimborso e dei bandi di gara, l’Autorità ha adottato la Delibera 905/2017/R/gas con cui ha razionalizzato la regolazione relativa ai propri compiti articolando le disposizioni in materia in 2 testi integrati. Le principali novità introdotte, di rilievo soprattutto per le Stazioni Appaltati, sono relative all’iter di valutazione del valore di rimborso e del bando di gara: • relativamente alla valutazione del rimborso è previsto un Regime semplificato d’ambito ex Legge

Concorrenza 2017 a cui potranno accedere gli ambiti per cui (i) l’Ente locale concedente possa certificare anche tramite idoneo soggetto terzo, in possesso di adeguati requisiti di indipendenza, onorabilità e professionalità (la definizione di questi ultimi è demandata agli Enti Locali stessi), che il valore di rimborso è stato determinato applicando le disposizioni contenute nelle Linee Guida 2014; (ii) lo scostamento VIR-RAB, aggregato d’ambito, non risulti superiore all’8%; e che (iii) lo scostamento VIR-RAB relativi ai cespiti di località del singolo Comune non superi il 20%;

• relativamente al bando è stato introdotto un iter semplificato che prevede (almeno 60 giorni prima della scadenza del termine previsto per la sua pubblicazione) l’invio all’Autorità da parte delle Stazioni Appaltati di un prospetto che riporti: (i) i valori di VIR e RAB con i relativi riferimenti temporali per ciascun Comune dell’ambito, che saranno confrontati con quelli presenti nella documentazione di gara; (ii) un estratto del bando di gara e del disciplinare di gara con riferimento agli articoli nei quali sono riportati i criteri di ripartizione dei punteggi massimi tra i criteri e i sub-criteri di gara, che saranno confrontati con le prescrizioni in materia contenute nel cosiddetto Regolamento Gare e (iii) le linee guida programmatiche d’ambito, per le quali sarà valutata la congruità delle analisi costi-benefici e delle condizioni minime di sviluppo.

Servizio di distribuzione e misura energia elettrica: Testo Integrato Qualità Elettrica 2016-2023 La Delibera 646/2015/R/eel (TIQE 2016–2023) contiene numerose disposizioni volte alla promozione selettiva degli investimenti nelle reti di distribuzione anche se la quasi totalità dei meccanismi previsti è descritta in termini di obiettivi generali e le linee guida inerenti il loro funzionamento dovranno essere sviluppate tramite tavoli di lavoro tra distributori, l’Autorità e Terna. Gli artt. 129, 130, 131, 132 del TIQE dispongono le funzionalità innovative delle reti di distribuzione in media tensione nelle aree ad elevata penetrazione della generazione distribuita a fonte rinnovabile, mentre l’art. 134 introduce i piani per l’ammodernamento delle colonne montanti vetuste nelle aree urbane al fine di sostenere eventuali aumenti della contemporaneità d’uso della potenza a seguito della modifica della tariffa domestica.Il recente DCO 331/2018/R/eel illustra gli orientamenti in merito al quadro regolatorio applicabile ai piani di bonifica delle colonne montanti vetuste nei condomìni e riprende molte delle osservazioni avanzate dagli operatori, tra cui il riconoscimenti in tariffa degli oneri di ripristino delle opere edili necessarie, valorizzate a costi standard e l’introduzione di una penalizzazione per i condòmini che non hanno permesso le opere di

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bonifica, consistente nell’esclusione da particolari tipi di indennizzi. A seguito dei disservizi causati dal maltempo che nel 2017 hanno interessato il Centro Italia, con Delibera 127/2017/R/eel l’Autorità ha introdotto delle modifiche alla regolazione della qualità, rendendola più rigida nei confronti degli operatori. In particolare, è stato • eliminato il tetto massimo ai rimborsi in caso di mancato rispetto degli standard di qualità per il tempo

massimo di ripristino dell’alimentazione; l’indennizzo continuerà così ad aumentare ad ogni ulteriore blocco di 4 ore di interruzione fino ad un massimo di 240 ore (ovvero 60 blocchi da 4 ore; per un utente domestico si passa da un massimo di 300 euro di indennizzo a 1.800 euro);

• previsto che in caso di interruzioni causate da forza maggiore, dopo le 72 ore di sospensione e fino ad un massimo di 240 ore, l'indennizzo sia pagato direttamente dall'impresa distributrice (o da Terna) e non posto a carico del Fondo Eventi Eccezionali presso la CSEA (sono, comunque, previste clausole escludenti, seppur molto restrittive).

Codice di rete tipo per il servizio di trasporto dell'energia elettrica ed esazione degli Oneri Generali di Sistema (OGS) L’articolo 3, comma 11, del D.Lgs. n. 79/99 prevede che l’esazione del gettito necessario alla copertura degli OGS avvenga mediante un incremento del corrispettivo tariffario per l’accesso alla rete. Le modalità di esazione sono definite dagli artt. 40 e seguenti del Testo Integrato delle disposizioni per l’erogazione dei servizi di trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica (TIT) e prevedono che distributore versi a CSEA/GSE gli OGS riscossi dai venditori presso i clienti finali (in entrambi i casi a prescindere dall’effettivo pagamento). Il TAR Lombardia, in accoglimento di ricorsi presentati da alcuni venditori, ha dichiarato illegittima la Delibera 268/2015/R/eel (CADE - Codice di rete tipo per il trasporto dell’energia elettrica) nella parte in cui prevede che le garanzie che i venditori sono tenuti a prestare al distributore debbano coprire gli OGS oltre ai corrispettivi per il trasporto. Tale pronuncia ha chiarito che sono i clienti finali i soggetti della filiera elettrica obbligati, dal punto di vista giuridico ed economico, a sostenere gli OGS, evidenziando l’assenza di norme che prevedessero la traslazione in capo ai venditori dell’obbligazione gravante sui clienti finali e non riconoscendo in questo ambito all’Autorità un potere di eterointegrazione dei contratti tra distributore e venditore. La sentenza del Consiglio di Stato n. 5620/2017 del 30 novembre 2017 ha rigettato l’appello dell’Autorità confermando l’annullamento della Delibera 268/2015/R/eel e gli orientamenti sopra esposti. L’Autorità ha appellato la sentenza ed è intervenuta transitoriamente con la Delibera 109/2017/R/eel riducendo la quantificazione delle garanzie al fine di riconoscere parametricamente i mancati incassi dovuti alla morosità dei clienti finali, ed avviando un procedimento finalizzato ad individuare meccanismi volti a riconoscere un’adeguata compensazione ai venditori e ai distributori dell’eventuale mancato incasso delle componenti tariffarie a copertura degli OGS. Con il DCO 597/2017/R/eel ha, infatti, illustrato alcune proposte per la riforma sia della disciplina inerente la prestazione delle garanzie sia della gestione/esazione degli OGS analoga a quella adottata per il Canone RAI, prospettando, infine, meccanismi di reintegro per i distributori rispetto agli OGS comunque versati a CSEA/GSE ma non incassati dai venditori. Con Delibera 50/2018/R/eel l’Autorità, nelle more di una riforma legislativa della disciplina in questione, ha confermato quanto previsto dalla Delibera 109/2017 e, contestualmente, introdotto un meccanismo di compensazione degli OGS versati ma non incassati da parte dei distributori. Alcune associazioni dei consumatori hanno presentato ricorso contro la Delibera 50/2018, in relazione al quale il TAR Lombardia ha fissato per il 7 novembre 2018 l’udienza di merito. Avendo rinunciato i ricorrenti alla sospensiva cautelare la CSEA ha pubblicato la modulistica per la presentazione dell’istanza di riconoscimento. Testo Integrato Fatturazione (TIF) Con la Delibera 463/2016/R/com, come modificata dalla Delibera 738/2016/R/com in seguito alle istanze degli operatori e delle loro associazioni, l’Autorità ha approvato: a. il Testo Integrato Fatturazione (TIF) che definisce le disposizioni sulla fatturazione di periodo del servizio

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di vendita al dettaglio ai clienti finali di energia elettrica e gas, integrandole con le disposizioni sulla fatturazione di chiusura (già definite dalla Delibera 100/2016/R/com);

b. interventi specifici, sia inerenti la misura e la disciplina della rateizzazione, sia finalizzati a rendere coerenti le attuali previsioni regolatorie alla nuova disciplina del TIF. In particolare, con riferimento al servizio di distribuzione elettrica, esso dispone l’incremento della periodicità di rilevazione dei dati di misura per i contatori monorari elettrici non telegestiti, definisce un obbligo di codifica delle ragioni della mancata rilevazione della lettura, al fine di accertare le modalità di svolgimento del servizio da parte dei distributori, e infine introduce indennizzi a favore dei clienti finali in caso di ritardo nella messa a disposizione dei dati di misura. In particolare, è stato introdotto uno specifico indennizzo pari a 10 euro in caso di mancata messa a disposizione da parte del distributore elettrico, per due mesi consecutivi (limitatamente al 2017, il numero di mesi era stato aumentato a 3), del dato di misura effettivo in caso di punti di prelievo trattati per fasce (art. 17). Gli indennizzi non saranno applicati qualora il mancato rispetto della disciplina sia dovuto a caso fortuito, forza maggiore o per cause imputabili al cliente finale o a terzi, come ad esempio in caso di disturbi sulla rete non di responsabilità del distributore.

Titoli di efficienza energetica e contributo tariffario riconosciuto ai distributori per l’obbligo I Titoli di Efficienza Energetica (TEE) o Certificati Bianchi (CB) sono titoli negoziabili rilasciati dal GSE che certificano il conseguimento di risparmi energetici negli usi finali attraverso la realizzazione di interventi di efficienza energetica. Il sistema è stato introdotto dai DM 20 luglio 2004 e s.m.i. e prevede che i distributori di energia elettrica e di gas naturale raggiungano annualmente determinati obiettivi quantitativi di risparmio di energia primaria, espressi in tonnellate equivalenti di petrolio risparmiate (tep). Un certificato equivale ad 1 tep. I distributori di energia elettrica e gas possono assolvere al proprio obbligo realizzando direttamente progetti di efficienza energetica che diano diritto al rilascio di CB da parte del GSE oppure acquistando sul mercato i CB da altri soggetti che li generano (tipicamente dalle Energy Service Company – ESCO). L’Autorità definisce le modalità di determinazione e di erogazione del contributo tariffario da riconoscere ai distributori soggetti agli obblighi tramite corrispettivo in bolletta. La tabella riporta i target di risparmio energetico a livello Italia e in capo ai distributori di elettricità e gas per gli anni 2017-2020 definiti dal DM MiSE 11 gennaio 2017. (1) Soggetti obbligati: distributori di energia elettrica e gas con più di 50.000 clienti finali. (2) Target minimo e periodo di compensazione: il soggetto obbligato che consegue una quota d'obbligo inferiore al 100% ma comunque pari ad almeno il target minimo fissato dal DM (50% o 60%) può compensare la quota residua nel biennio (n+2) o nell'anno successivo (n+1) senza incorrere in sanzioni.

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Il DM MiSE 11 gennaio 2017 ha subito delle modifiche correttive con il DM 10 maggio 2018 entrato in vigore l’11 luglio 2018. Il nuovo DM prevede, a partire dal 1° giugno 2018, la fissazione di un valore massimo di riconoscimento (cap) al contributo tariffario definitivo per ciascun anno d’obbligo pari a 250 €/CB. In aggiunta, è data la possibilità al GSE di emettere CB allo “scoperto”: dal 15 maggio al 31 maggio il GSE emette i CB ai soggetti obbligati che ne fanno richiesto ad un valore pari alla differenza tra 260 €/CB e il valore del contributo tariffario relativo all’anno d’obbligo, fino ad un delta massimo di 15 €. I soggetti obbligati possono farne richiesta fino al raggiungimento dell’obbligo minimo, a condizione di essere già in possesso sul proprio conto proprietà di un ammontare di CB pari ad almeno il 30% dell’obbligo minimo. Per l’annullamento di tali CB ai fini dell’adempimento dell’obbligo, non verrà riconosciuto il contributo tariffario. I soggetti obbligati che acquistano i CB dal GSE possono riscattare tutta o parte della somma corrisposta per l’acquisto a fronte della consegna dei CB generati da progetti o comprati sul mercato. Il riscatto avviene a decorrere dai primi CB ed è possibile solo nel caso in cui il soggetto obbligato detenga un numero di CB eccedente l’obbligo minimo relativo all’anno d’obbligo in corso. Non è, invece, possibile effettuare il riscatto nello stesso anno d’obbligo in cui i CB sono stati emessi. A fronte dei CB annullati in sostituzione di quelli del GSE, verrà corrisposto il contributo tariffario dell’anno in corso. La restituzione della somma corrisposta al GSE viene effettuata tramite un conguaglio sul contributo tariffario. Il GSE entro 60 giorni dall’entrata in vigore del DM pubblicherà una procedura operativa. Tra le altre novità introdotte si segnala l’obbligo per i soggetti iscritti al Registro dei CB di comunicare al GME le partecipazioni detenute nel capitale sociale di altri soggetti iscritti al Registro CB o al mercato CB. Le informazioni saranno rese pubbliche dal GME sul proprio website Vengono, inoltre, modificate le seguenti definizioni: • il consumo di baseline definito come consumo di energia primaria del sistema tecnologico assunto come

punto di riferimento ai fini del calcolo dei risparmi energetici addizionali per i quali sono riconosciuti i CB. Il consumo di baseline è riconosciuto pari al valore del consumo antecedente alla realizzazione del progetto di efficienza energetica. Nel caso di nuovi impianti, edifici o siti per i quali non esistono valori di consumi energetici antecedenti all'intervento, il consumo di baseline è pari al consumo di riferimento;

• i progetti che prevedano l'impiego di fonti rinnovabili per usi non elettrici sono ammessi esclusivamente in relazione alla loro capacità di incremento dell'efficienza energetica e di generare risparmi di energia non rinnovabile.

Con il nuovo DM vengono pubblicate le tipologie di intervento incentivabile con la modalità standardizzata e le relative schede contenenti le modalità di calcolo (tra cui installazione di LED per illuminazione anche stradale e le misure comportamentali) applicabili agli interventi con data di avvio della realizzazione successiva alla data di entrata in vigore del DM. Il contributo tariffario definitivo per l’anno d’obbligo 2017 (1 giugno 2017 – 31 maggio 2018) è stato pari a 311,45 €/CB a fronte di un valore fissato in sede di preventivo di 170,29 €/CB e di un valore medio ponderato dei prezzi registrati sul mercato organizzato del GME pari a 313,45 €/TEE. Per l’anno d’obbligo 2018 (1 giugno 2018 -31 maggio 2019) il contributo tariffario di riferimento è stato fissato pari a 250,54 €/CB. Attività dell’Autorità nel settore del teleriscaldamento/teleraffrescamento (telecalore) Il D.Lgs. n. 102/2014 di recepimento della Direttiva 2012/27/CE sull’efficienza energetica ha attribuito all’Autorità funzioni anche nel settore del teleriscaldamento/teleraffrescamento (o anche telecalore) per la predisposizione di provvedimenti su allacciamento e disconnessione dalle reti, qualità commerciale e tecnica del servizio, modalità con cui i gestori rendono pubblici i prezzi della fornitura del calore e fatturazione dei consumi. L’art. 9 del D.Lgs. n. 102/2014 ha affidato all’Autorità anche il compito di dare attuazione alle disposizioni in

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tema di misura, contabilizzazione diretta dei consumi individuali (mediante contatori o ripartitori), fatturazione e informazioni sulla fatturazione, accesso ai dati di consumo per gli edifici allacciati a reti di teleriscaldamento/teleraffrescamento allo scopo di accrescere la consapevolezza del cliente e modificarne i comportamenti di consumo. Dopo una prima ricognizione avvenuta nel 2014 (Delibera 411/2014/R/tlr) l’Autorità ha effettuato nel 2015 raccolte dati relative all’istituzione di un’anagrafica degli operatori e alle modalità di determinazione e aggiornamento dei prezzi praticati all’utenza (Delibera 578/2015/R/tlr). A febbraio 2016 A2A Calore & Servizi S.r.l. ha ricevuto richieste di informazioni sui costi dei sistemi di misura e contabilizzazione del calore. Dopo il primo provvedimento di deliberazione (Delibera 282/2017/R/tlr) in materia di sub-fatturazione, l’Autorità ha definito con la Delibera 24/2018/R/tlr (TUAR) la regolazione in materia di criteri per la determinazione dei contributi di allacciamento e di modalità per l'esercizio da parte dell'utente del diritto di disattivazione della fornitura e di scollegamento dalla rete di teleriscaldamento per il periodo di regolamentazione 1° giugno 2018 – 31 dicembre 2020. In particolare, gli esercenti possono determinare liberamente i corrispettivi di allacciamento nel rispetto di un vincolo di coerenza tra i costi e i ricavi (in attesa della conclusione del procedimento avviato con la delibera 111/2017/R/tlr in materia di separazione contabile e amministrativa nel servizio di telecalore, i criteri di attribuzione dei costi indiretti possono essere definiti autonomamente dagli esercenti). Contestualmente al preventivo di allacciamento sono introdotti specifici obblighi informativi nei confronti dei clienti circa le condizioni economiche vincolanti di erogazione del servizio, in modo da consentire una valutazione dell'economicità complessiva dello stesso e di assicurare la massima trasparenza sui contenuti e sui costi associati. E’ possibile per il cliente recedere dal contratto con un preavviso di trenta giorni, senza pagamento di alcun corrispettivo o penale richiedendo al gestore, in alternativa, la disattivazione della fornitura oppure lo scollegamento dalla rete; nel caso della disattivazione è prevista esclusivamente la sospensione della fornitura mentre nel caso di scollegamento l'esercente è tenuto a rimuovere il contatore di energia termica ed eventuali altre parti dell'impianto; Sono, infine, previsti per gli operatori specifici obblighi di rendicontazione nei confronti dell’Autorità al fine di consentire il monitoraggio del settore e il rispetto della regolazione. Con la Delibera 277/2018/R/tlr l’Autorità, a seguito delle criticità evidenziate dagli operatori nell’ambito dei Focus Group dedicati, ha differito il termine di entrata in vigore del TUAR del 1° giugno 2018 al 1° ottobre 2018, rinviando ad ulteriori approfondimenti alcune disposizioni. Sono, inoltre, state pubblicate alcune FAQ di chiarimento sul perimetro di applicazione della delibera e della disciplina relativa ai contributi di allacciamento. Nell’ultima parte del 2018 si dovrebbe concludere il procedimento di definizione della regolazione in merito alla qualità contrattuale. Nuovi incentivi allo sviluppo di reti di teleriscaldamento L’articolo 19-decies della Legge 4 dicembre 2017, n. 172, di conversione del cosiddetto “DL Fiscale”, introduce una nuova fattispecie di intervento impiantistico su unità di cogenerazione volto a premiare tramite il riconoscimento di CB l’estensione di reti di teleriscaldamento nell’ambito di sistemi di “teleriscaldamento efficiente”. Lo schema di incentivazione cui la norma fa riferimento (e che perciò va ad integrare) è quello previsto dal DM 5 settembre 2011 relativo all’incentivazione della cogenerazione ad alto rendimento (CAR) attraverso il rilascio dei titoli di efficienza energetica/CB (c.d. DM CAR). L’articolo 19-decies della Legge definisce, innanzitutto, gli interventi che possono beneficiare degli incentivi su unità di cogenerazione e che possiedono (tutte) le seguenti caratteristiche: • non si classificano come “rifacimento” ai sensi del DM CAR;

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• comportano un incremento della producibilità termica dell’unità di cogenerazione, finalizzato al mantenimento o raggiungimento di una configurazione di sistema di teleriscaldamento efficiente, e

• si abbinano all’estensione della rete di distribuzione del calore, in termini di capacità di trasporto. Inoltre, la Legge stabilisce che, per i suddetti interventi, il DM CAR troverà applicazione “secondo i valori di rendimento fissati nel regolamento delegato (UE) 2015/2402”: questo rappresenta la più recente norma di aggiornamento dei valori di efficienza della produzione “separata” (ossia non in cogenerazione) di elettricità e calore. La nuova norma dovrà trovare attuazione tramite uno specifico DM che il MiSE avrebbe dovuto adottare entro 90 giorni dall’entrata in vigore della Legge di conversione del DL Fiscale (ossia 90 giorni a partire dal 4 dicembre 2017).

AGGIORNAMENTO DELLE PRINCIPALI VERTENZE

GIUDIZIARIE E FISCALI IN CORSO • A seguito della verifica ispettiva effettuata dall’Autorità per l’Energia Elettrica e Gas nel luglio 2012

presso lo stabilimento di Parona, l’AEEG (ora ARERA) ha emesso delibera nella quale viene contestato il quantitativo di energia netta incentivata. La Società ha impugnato tale delibera presso il TAR Lombardia che ha respinto tale ricorso nell’aprile 2014. Nonostante appello presentato presso il Consiglio di Stato, con sentenza del dicembre 2014 è stata confermata la sentenza di primo grado. A fronte della succitata delibera, nel mese di dicembre 2013, Cassa Conguaglio per il Settore Elettrico, ha inviato alla Società una lettera di intimazione al pagamento, entro la fine del mese di gennaio 2014. La Società, contestando totalmente la delibera da cui deriva la somma richiesta da CCSE, ha notificato il ricorso in data 30 gennaio 2014 presso il TAR Lombardia che, con sentenza depositata il 15 dicembre 2015 si è dichiarato incompetente in materia a favore del giudice ordinario. In data 11 marzo 2016 è stato notificato il ricorso in appello presso il Consiglio di Stato proposto da Cassa per i servizi energetici e ambientali – CSEA, nuova denominazione della CCSE a seguito di quanto disposto dalla Legge di Stabilità 2016, al fine di ottenere l’annullamento della sentenza del TAR nella parte in cui il Tribunale ha declinato la giurisdizione in favore del giudice amministrativo.

Nel mese di novembre 2011 il Gestore Servizi Energetici S.p.A.(GSE) ha trasmesso a Lomellina Energia S.r.l. due comunicazioni, concernenti le due linee dell'impianto, nelle quali comunicava, senza alcuna giustificazione, la sostituzione del criterio per il calcolo dell'energia agevolata ai fini del riconoscimento dei certificati verdi, previsto dalla normativa, concordato in precedenza con la Società e applicato fin dalla produzione 2007, con regolare emissione, ritiro e contestuale pagamento dei certificati verdi richiesti da Lomellina Energia. La modifica del criterio, applicato prudenzialmente dalla Società a partire dall’esercizio 2011, ha comportato una riduzione dei certificati verdi spettanti alla Società. Anche la durata degli incentivi, per la parte non biodegradabile dei rifiuti di linea 1 dichiarata dal GSE nelle predette comunicazioni, è inferiore a quella prevista dalla normativa. Per tutelare i propri diritti, Lomellina Energia ha impugnato di fronte al Tribunale Amministrativo Regionale per il Lazio i provvedimenti del GSE, per ottenere l'annullamento degli stessi e il pagamento delle somme dovute. L'istanza cautelare per la sospensione dei provvedimenti è stata respinta dal Tribunale Amministrativo Regionale; il Consiglio di Stato, facendo seguito all’impugnativa presentata contro tali ordinanze, ha rimandato la questione al TAR Lazio per decidere nel merito e la relativa udienza si è svolta nel mese di febbraio 2013. Il 15 aprile 2013 sono state pubblicate le sentenze del TAR Lazio relative alle due linee di produzione con i seguenti esiti: o Per la linea 1 il TAR ha riconosciuto il diritto della Lomellina Energia alla percezione degli incentivi

per la quota di produzione da rifiuto non biodegradabile fino al 19 gennaio 2014.

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o Per la linea 2 il TAR ha rigettato le richieste della società.

Nel mese di febbraio 2017 la Società ha incontrato i rappresentati del GSE per un confronto sugli scenari legati alle sentenze del Consiglio di Stato in merito ai Certificati Verdi; da tale incontro è emersa la volontà della controparte di applicare le sentenze in modo rigoroso e, quindi il più favorevole possibile alla Società. Nel corso dell’incontro si è ancora discusso della probabilità di addivenire ad un accordo anche con la CSEA al fine di effettuare una transazione a tre per chiudere in modo definitivo tutte le situazioni aperte. Per quanto esposto si è quindi deciso di rilasciare già nel bilancio 2016 il fondo rischi di 3.500 migliaia di € precedentemente accantonato ritenendolo in eccesso, tenendo conto anche del fatto che l’importo dei maggiori Certificati Verdi spettanti è maggiore rispetto a quello da riconoscere a titolo di variazione degli autoconsumi. Nel corso dell’esercizio 2017 si è pervenuti alla definitiva determinazione e riconoscimento degli importi a titolo di Certificati Verdi per la produzione delle due linee dell’impianto per il periodo 2007 – 2015. A fine novembre è stata emessa la fatturazione per il periodo 2007 – 2012 per 11.900 migliaia di €, incassato alla fine dell’anno 2017, mentre nel mese di dicembre 2017 è stata emessa la fatturazione per il periodo 2013 – 2015 per 7.800 migliaia di € incassata nel corso del mese di gennaio 2018. Contestualmente relativamente al contenzioso sui consumi ausiliari del periodo 2007 – 2013 si è pervenuti alla determinazione definitiva dell’importo di 7.500 migliaia di € spettante a CSEA ed al GSE a titolo del recupero degli importi non spettanti alla Società. L’importo è stato saldato in data 16.07.2018

• In data 30 ottobre 2015 è stato notificato alla società Linea Ambiente dalla Guardia di Finanza e Polizia

Provinciale di Taranto un Processo Verbale di contestazione relativo al mancato pagamento della differenza del Tributo speciale per il deposito in discarica dei rifiuti solidi pari a 1.861 migliaia di €, oltre sanzioni ed interessi per 7.443 migliaia di €, alla luce della sentenza del Consiglio di Stato n. 5242/2014. La società, già in sede di verbalizzazione, ha provveduto a segnalare che la richiamata sentenza non trova applicazione nella specie, non potendo essere invocata oltre il caso deciso. Si tratta, inoltre, di una mera interpretazione della normativa applicabile contrastata da altro indirizzo giurisprudenziale assunto dallo stesso Consiglio di Stato nel 2012. E’ stata, inoltre, contestata l’illegittimità della pretesa sanzione in quanto non è ritenuto configurabile sia l’omessa o infedele registrazione delle operazioni di conferimento, né l’attività di discarica abusiva e comunque Linea Ambiente non può essere considerata autore della presunta violazione. In data 17 novembre 2016 è pervenuto alla società l’avviso di accertamento da parte della Regione Puglia che, oltre a contestare quanto sopra descritto aumentava gli importi di sanzioni e interessi sino all’importo di 8.303 migliaia di €. In considerazione di quanto sopra e del fatto che il gestore dell’impresa di stoccaggio definitivo è soggetto passivo d’imposta con obbligo di rivalsa nei confronti delle società che hanno smaltito in discarica i rifiuti, la società ha tempestivamente avviato tutte le procedure necessarie al riconoscimento delle proprie ragioni e ritiene allo stato attuale il rischio di soccombenza possibile e la passività solo potenziale. Avverso tale accertamento è stato proposto ricorso in Commissione Tributaria Provinciale di Bari in data 23 gennaio 2018. Alla luce di quanto sopra, per quanto riguarda le sanzioni irrogate il rischio di soccombenza è da valutare come remoto. Per quanto riguarda il tributo, considerato che alcuni contratti di conferimento prevedevano un prezzo comprensivo del tributo stesso, il rischio di potenziali passività a seguito del contenzioso riguardante l’ecotassa è da valutare come possibile, non essendo certa l’azione di rivalsa nei confronti dei conferitori STIR della Campania con i quali sono stati sottoscritti contratti di conferimento rifiuti a prezzi comprensivi del tributo. Pertanto si è proceduto a stanziare a Fondo per rischi ed oneri nel presente Bilancio la differenza di tributo richiesta dalla Regione Puglia solo per quest’ultima tipologia di contratti.

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In data 28 giugno 2018 la Regione Puglia ha annullato in autotutela il predetto avviso accertamento, emettendo un nuovo avviso, per importi notevolmente ridotti. La società sta valutando il ricorso anche su quest’ultimo atto.

• In data 03 febbraio 2016 il Libero Consorzio Comunale di Siracusa ha notificato alla società incorporata

Greenambiente S.r.l. un “Avviso di accertamento in rettifica e liquidazione per l’anno di imposta 2012” con il quale è stata contestata alla Società una errata classificazione dei rifiuti ed è stato richiesto alla stessa il pagamento della differenza del Tributo speciale per il deposito in discarica dei rifiuti solidi (cd. Ecotassa) per complessivi 1.092 migliaia di €, oltre sanzioni ed interessi per complessivi 386 migliaia di €. In data 22 marzo 2016 è stato presentato il ricorso avverso l’avviso di accertamento presso la Commissione Tributaria Provinciale di Siracusa ed iscritto a Ruolo con R.G.R. n. 583/2016. Sempre per errato versamento del Tributo Speciale per il conferimento in discarica lo scorso 27 dicembre 2017 il Libero Consorzio Comunale di Siracusa ha presentato 2 nuovi avvisi di accertamento per gli anni 2013 e 2014, rispettivamente dell’importo di 1.005 migliaiai di € e di 228 migliaia di € per il tributo, 302 migliaia di € e 68 migliaia di € per sanzioni. Anche tali accertamenti, come già fatto per quello relativo al 2012, saranno portati a conoscenza delle Società e degli Enti che hanno smaltito i rifiuti atteso che soggetto passivo della così detta ecotassa è il gestore dell’impresa di stoccaggio definitivo (in est la ex Greenambiente srl), con obbligo di rivalsa nei confronti delle società che hanno smaltito in discarica i rifiuti (art. 3, comma 26 della Legge n. 549 del 28/12/1995). Le società che hanno smaltito i rifiuti in discarica, essendo le destinatarie ultime obbligate al versamento della ecotassa, saranno invitate a far valere tutte le loro ragioni che si oppongono alla pretesa tributaria ed eventualmente, per adiuvare la difesa della Linea Ambiente S.r.l. incorporante della ex Greenambiente S.r.l.; ciò a tutti gli effetti di legge e, in particolare, ai fini interruttivi della prescrizione, in ordine alla rivalsa nei loro confronti per tutte le somme che la Linea Ambiente S.r.l., incorporante della ex Greenambiente S.r.l., fosse costretta a pagare a seguito degli Avvisi di Accertamento notificati. Avverso gli Avvisi di Accertamento notificati dal Libero Consorzio Comunale di Siracusa per gli anni 2013 e 2014, così come fatto per quello relativo all’esercizio 2012, saranno presentati a breve i ricorsi alla Commissione Tributaria Provinciale di Siracusa. Alla luce delle considerazioni sopraesposte si ritiene che non vi siano al momento rischi di potenziali passività relative all’esercizio 2017 che potrebbero manifestarsi negli esercizi successivi.

• Apertura di un arbitrato, attivato dal Comune di Grottaglie, relativo alle royalties inerenti alla discarica

sita nel Comune stesso. Linea Ambiente S.r.l., a seguito del provvedimento di nomina dell’arbitro da parte del Comune di Grottaglie, ha provveduto a costituirsi, contestando la debenza delle somme richieste dal Comune come royalties, nominando il proprio arbitro ed anticipando, con ampia riserva di migliore e aggiuntiva articolazione negli atti di procedimento, i principali argomenti che opporrà alla domanda arbitrale promossa dal Comune. E’ stato altresì nominato il presidente del suddetto collegio arbitrale.

• Con ricorso notificato all’AEEGSI (dal 1 gennaio 2018 ARERA) e a Terna S.p.a. in data 19 settembre 2017, la Società ha chiesto al Tar Lombardia l’annullamento: i) della delibera n. 26 giugno 2017 n. DSAI/10/2017/EEL avente ad oggetto “Avvio del procedimento sanzionatorio nei confronti di un utente titolare di una unità di produzione non abilitate per strategie di programmazione non diligenti nell’ambito del servizio di dispacciamento dell’energia elettrica” nonché di ogni altro atto comunque presupposto, connesso, collegato o consequenziale.

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L’azione promossa dalla Società è tesa a ottenere l’annullamento degli atti impugnati e pertanto a neutralizzare l’azione avviata dall’AEEGSI tesa a sanzionare la Società per gli sbilanciamenti effettuati con riferimento al periodo 2015-2016. L’eventuale rigetto del ricorso permetterebbe all’AEEGSI di completare il procedimento avviato ed esporrebbe la Società al rischio di dover versare l’importo della sanzione (richiesta sbilanciamento 3.900 migliaia di €, cui si aggiunge sanzione 1.500 migliaia di €). Con ricorso per motivi aggiunti notificato all’AEEGSI (dal 1 gennaio 2018 ARERA) e a Terna S.p.a. in data 21 febbraio 2018, la Società ha chiesto al Tar Lombardia anche l’annullamento della nota dell’AEEGSI del 21 dicembre 2017, prot. 0041584 avente ad oggetto “comunicazione delle risultanze istruttorie relative al procedimento avviato con determinazione DSAI/10/2017/EEL” nonché, di ogni altro atto presupposto, collegato, connesso e/o consequenziale. Con successivo ricorso per motivi aggiunti del 25 aprile 2018, la Società ha chiesto altresì l’annullamento della deliberazione ARERA, 29 marzo 2018, n. 164/2018/S/eel avente ad oggetto “irrogazione di una sanzione amministrativa pecuniaria per la realizzazione di strategie di programmazione non diligenti nell’ambito del servizio di dispacciamento dell’energia elettrica”. Con ordinanza n. 793 del 31 maggio 2018, il TAR ha accolto la domanda di sospensione cautelare avanzata dalla Società, subordinatamente alla prestazione, da parte della Società medesima, di una garanzia bancaria o assicurativa, con clausola a prima richiesta, avente ad oggetto una somma pari a quella pretesa con gli atti impugnati. L’udienza per la trattazione del merito della controversia è fissata per il mese di maggio 2019.

55

III. PROSPETTI CONTABILI CONSOLIDATI

56

PROSPETTI CONTABILI

CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO CONSOLIDATO


CONTO ECONOMICO NOTE parti

correlate 30.06.18

parti correlate

30.06.17

Ricavi di vendita e delle prestazioni 1 44.187 299.971 27.660 258.685

Altri ricavi e proventi 2 476 6.332 648 4.616

Totale ricavi 306.303 263.301

Consumi di materie e servizi 3 -109.261 -220.085 -44.189 -172.687

Altri costi operativi 4 -1.685 -12.602 -3.819 -14.463

Totale costi operativi -232.687 -187.150 Costo del lavoro 5 -28.921 -31.893

Totale costi operativi e costo del lavoro -261.608 -219.043 MARGINE OPERATIVO LORDO 44.695 44.258

Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni 6 -22.924 -22.328

RISULTATO OPERATIVO NETTO 21.771 21.930 Risultato da transazioni non ricorrenti 7 - -

Proventi finanziari 8 535 1.027 146 764

Oneri finanziari 8 -374 -7.802 -94 -12.050 Quota dei proventi e degli oneri derivanti dalla valutazione secondo il patrimonio netto delle partecipazioni

8 840 840 358 358

Totale gestione finanziaria -5.935 -10.928

RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE DERIVANTE DALLE ATTIVITÀ IN FUNZIONAMENTO

15.836 11.002

Imposte sul reddito 9 -5.246 -4.912

RISULTATO NETTO DERIVANTE DALLE ATTIVITÀ IN FUNZIONAMENTO

10.590 6.090

Risultato netto attività cessate/destinate ad essere vendute

10 -

RISULTATO NETTO 10.590 6.090

Di cui del Gruppo 10.451 6.993

Di cui di terzi 139 -903

57


CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO NOTE 30.06.18 30.06.17

UTILE/PERDITA DEL PERIODO (A) 26 10.590 6.090

Altre componenti di conto economico complessivo da riclassificare nel conto economico separato:

26 286 2.446

Variazione riserva di "cash flow hedge" 376 3.218

impatto fiscale sulla variazione riserva di "cash flow hedge" 9 - 90 -772

Altre componenti di conto economico complessivo da non riclassificare nel conto economico separato:

26 358 142

Variazione riserva IAS 19 471 190

impatto fiscale sulla variazione riserva IAS 19 9 - 113 - 48

TOT.UTILE/(PERDITE) COMPLESSIVO PER IL PERIODO 11.234 8.678

attribuibile al gruppo 11.077 9.094

attribuibile ai terzi 157 -416

58

SITUAZIONE PATRIMONIALE – FINANZIARIA CONSOLIDATA


ATTIVITA’ NOTE parti

correlate 30.06.2018

parti correlate

31.12.2017

ATTIVITA' NON CORRENTI

Attività immateriali

-Altre attività immateriali 11 205.475 204.900

-Avviamento 12 64.501 64.501

Immobilizzazioni materiali 13 317.439 331.328

Partecipazioni in società collegate e JV 14 2.911 2.911 3.535 3.535

Attività finanziarie non correnti 15 11.042 25.568 7.325 22.500

Attività per imposte anticipate 9 33.652 33.563

Attività non correnti per strumenti derivati 16 - -

Altre attività non correnti 17 1.547 2.684

Totale attività non correnti 651.093 663.011

ATTIVITA' CORRENTI

Rimanenze 18 11.584 13.202

Crediti commerciali 19 23.510 129.430 19.883 151.790

Attività finanziarie correnti 20 84.043 86.643 28.726 32.671

Attività per imposte correnti 21 3.549 7.146

Attività correnti per strumenti derivati 22 712 2.767 458 1.132

Altre attività correnti 23 463 51.178 323 9.286

Disponibilità liquide e depositi a breve 24 7.838 28.026

Totale attività correnti 292.989 243.253

Attività cessate / destinate ad essere vendute 25 0 0

TOTALE ATTIVITA' 944.082 906.264

59


PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA’ NOTE parti

correlate 30.06.2018

parti correlate

31.12.2017

PATRIMONIO NETTO

Capitale sociale 189.494 189.494

Riserva sovrapprezzo azioni

Altre riserve 11.774 12.200

Riserva FTA 9.106 9.280

Utili (perdite) a nuovo -27.472 -18.215

Risultato del periodo 10.451 -257

Totale patrimonio netto del gruppo 193.353 192.502

Patrimonio di terzi 13.851 17.637

Totale Patrimonio netto 26 207.204 210.139

PASSIVITA' NON CORRENTI

Benefici ai dipendenti 27 18.630 20.518

Fondi per rischi, oneri e passività per discariche 28 59.339 59.947

Prestiti e finanziamenti non correnti 29 38.500 72.132 42.000 87.973

Imposte differite 9 17.646 17.785

Passività non correnti per strumenti derivati 30 558 945

Altre passività non correnti 31 9.419 9.812

Totale passività non correnti 177.724 196.980

PASSIVITA' CORRENTI

Prestiti e finanziamenti correnti 32 7.007 337.515 7.190 331.998

Debiti commerciali 33 61.080 146.149 34.759 126.353

Debiti per imposte correnti 34 2.491 72

Passività correnti per strumenti derivati 35 910 2.737 851 1.052

Altre passività correnti 36 12.674 70.262 176 39.670

Totale passività correnti 559.154 499.145

Passività correlate ad attività cessate / destinate ad essere vendute

37

TOTALE PASSIVITA' 736.878 696.125

TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA'

944.082 906.264

60

PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DEL PATRIMONIO NETTO CON SOLIDATO per i periodi chiusi al 30 giugno 2017 e al 30 giugno 2018

(importi in migliaia di €) Capit. Sociale

Riserva legale

Riserva FTA

Riserva CFH

Riserva IAS 19

Altre riserve e

utili a nuovo

Risult. eserc.di gruppo

PN DEL GRUPPO

Capitale e riserve di

terzi

Risult. eserc.di

terzi

PN DI TERZI

PN TOTALE

31.12.2016 189.494 3.295 3.798 - 2.459 - 3.525 - 941 - 11.260 178.402 37.127 - 5.194 31.933 210.335 Aumenti capitale sociale - - - - Destinaz.utili/perdite eserc.preced. - 11.260 11.260 - - 5.194 5.194 - - Distribuzione dividendi e/o riserve - - - 494 - 494 - 494 Variazione area consolidamento (*) 6.068 - 945 - 25 7.714 12.812 - 13.061 - 13.061 - 249 Altri movimenti - - - - Risultato periodo - 6.993 6.993 - 903 - 903 6.090 Altri utili/perdite complessive - 587 2.546 142 - 2.101 487 487 2.588 Risultato economico complessivo - - - 587 2.546 142 - 6.993 9.094 487 - 903 - 416 8.678

30.06.2017 189.494 3.295 9.279 - 858 - 3.408 - 4.487 6.993 200.308 18.865 - 903 17.962 218.270 Aumenti capitale sociale - - - - Destinaz.utili/perdite eserc.preced. - - - - - - - Distribuzione dividendi e/o riserve - - - - - Variazione area consolidamento (*) - 586 586 - 11 - 8 - 19 - 172 - 172 - 191 Altri movimenti - - - - Risultato periodo - - 7.250 - 7.250 - 163 - 163 - 7.413 Altri utili/perdite complessive 587 - 421 - 703 - - 537 10 10 - 527 Risultato economico complessivo - - 587 - 421 - 703 - - 7.250 - 7.787 10 - 163 - 153 - 7.940

31.12.2017 189.494 3.295 9.280 - 693 - 4.122 - 4.495 - 257 192.502 18.703 - 1.066 17.637 210.139 Aumenti capitale sociale - - - - Destinaz.utili/perdite eserc.preced. 526 - 783 257 - - 1.066 1.066 - - Distribuzione dividendi e/o riserve - 9.985 - 9.985 - 531 - 531 - 10.516 Variazione area consolidamento (*) - 174 207 - 68 - 35 - 3.435 - 3.435 - 3.470 Altri movimenti - 206 - 206 23 23 - 183 Risultato periodo - 10.451 10.451 139 139 10.590 Altri utili/perdite complessive 269 357 - 626 18 18 644 Risultato economico complessivo - - - 269 357 - 10.451 11.077 18 139 157 11.234

30.06.2018 189.494 3.821 9.106 - 424 - 3.558 - 15.537 10.451 193.353 13.712 139 13.851 207.204

61

RENDICONTO FINANZIARIO CONSOLIDATO (importi in migliaia di €) 30.06.2018 30.06.2017 RISULTATO DA ATTIVITA' OPERATIVE, AL NETTO DI IMPOS TE 10.590 6.090 Rettifiche per riconciliare l'utile netto con il flussi finanziari generati dalle attività operative: Ammortam.e perdita durevole valore immobilizzaz.materiali 12.971 15.715 Ammortam.e perdita durevole valore immobilizzaz.immateriali 5.449 5.471 Altre svalutazioni delle immobilizzazioni 0 0 Effetto impairment su immobilizzazioni materiali 0 0 Effetto impairment su immobilizzazioni immateriali 0 0 Svalutazione attivo circolante 3.160 3.886 Variazione netta TFR e fondi pensionistici -458 528 Variazione netta fondi rischi e oneri -493 -2.744 Variazione netta delle imposte differite attive e passive -532 1.433 Variazioni nelle attività e passività operative: (Aumento)/diminuzione delle rimanenze 1.290 25 (Aumento)/diminuzione dei crediti commerciali 11.075 15.642 (Aumento)/diminuzione dei crediti per imposte dirette (IRES e IRAP) 3.516 -110 (Aumento)/diminuzione dei crediti per imposte indirette (IVA e accise) 163 15.003 (Aumento)/diminuzione delle altre attività non finanziarie -41.418 -29.478 Aumento/(diminuzione) dei debiti commerciali -13.850 -29.951 Aumento/(diminuzione) dei debiti per TEE 39.777 12.511 Aumento/(diminuzione) dei debiti per imposte dirette (IRES e IRAP) 2.419 -974 Aumento/(diminuzione) dei debiti per imposte indirette (IVA e accise) 18.582 4.494 Aumento/(diminuzione) delle altre passività non finanziarie 1.974 1.376 FLUSSI FINANZIARI NETTI DA ATTIVITA' OPERATIVE 54.217 18.917 Flussi finanziari da attività d'investimento: Investimenti netti in immobilizzazioni materiali e immateriali -16.049 -14.321 (Investimenti)/disinvestimenti netti in immobilizzazioni finanziarie -14 -10.007 Acquisizione di soc.controllate, al netto della liquidità acquisita 0 FLUSSI FINANZ.NETTI DA ATTIVITA' DI INVESTIMENTO -16.064 -24.328 Flussi finanziari da attività di finanziamento: (Aumento)/diminuz.attività finanz. (compreso c/c cash pooling vs A2A) -49.320 39.585 Aumento/(diminuzione) passività finanziarie (compreso prestito A2A) -9.022 -45.540 Dividendi 0 0 Aumento/(diminuzione) di capitale 0 0 Altre variazioni di patrimonio netto e degli interessi di terzi 0 0 FLUSSI FINANZIARI DA ATTIVITA' DI FINANZIAMENTO -58.342 -5.955 VARIAZIONE NETTA DELLE DISPONIBILITA' LIQUIDE -20.189 -11.365 DISPONIBILITÀ LIQUIDE NETTE A INIZIO PERIDO 28.026 26.226 DISPONIBILITÀ LIQUIDE NETTE A FINE PERIODO 7.838 14.861

INFORMAZIONI SUPPLEMENTARI 30.06.2018 30.06.2017 Proventi finanziari incassati 116 247 Oneri finanziari pagati 1.245 4.638 Imposte sul reddito pagate 72 7.109 Dividendi incassati 942 0 Dividendi pagati 0 0

62

(importi in migliaia di €) Variazioni monetarie Variazioni non monetarie

ATTIVITA’ FINANZIARIE 2018 01.01.18 Nuovi Fin.ti

Erogati Rimborsi

Fin.ti Altre

Fair value derivati

Variazioni tasso di cambio

Costo ammortizzato

Interessi Altre TOTALE

VARIAZIONI 30.06.18

Attività finanziarie non correnti in PFN 17.722 -1.479 -583 -2.062 15.660

Totale attività finanziarie non correnti 17.722 0 -1.479 0 0 0 0 0 -583 -2.062 15.660

Attività finanziarie correnti 32.671 -1.750 55.133 6 583 53.972 86.643

Totale attività finanziarie correnti 32.671 0 -1.750 55.133 0 0 0 6 583 53.972 86.643


ATTIVITA’ FINANZIARIE 2017 01.01.17 Nuovi Fin.ti

Erogati Rimborsi

Fin.ti Altre

Fair value derivati


Costo ammortizzato

Interessi Altre TOTALE

VARIAZIONI 30.06.17

Attività finanziarie non correnti in PFN 13.506 -223 -1.284 -1.507 11.999

Totale attività finanziarie non correnti 13.506 -223 -1.284 -1.507 11.999

Attività finanziarie correnti 55.135 96 -2.568 38.227 111 1.284 -39.304 15.831

Totale attività finanziarie correnti 55.135 96 -2.568 -38.227 0 0 0 111 1.284 -39.304 15.831


LEASING 2018 01.01.18 Nuovi

contratti sottoscritti

Rimborsi quota

capitale

Rimborsi interessi

pagamenti/incassi realizzati su derivati a copertura dei

laeasing Interessi

quote capitale di competenze non

pagate

valutazione a fair value su derivati a

copertura dei leaasing TOTALE 30.06.18

Leasing quota non corrente 2.730 -386 -386 2.344 Leasing quota corrente 960 -36 -36 924 Totale leasing 3.690 -422 -422 3.268


LEASING 2017 01.01.17 Nuovi

contratti sottoscritti

Rimborsi quota

capitale

Rimborsi interessi

pagamenti/incassi realizzati su derivati

Interessi quote capitale di competenze non

pagate

valutazione a fair value su derivati

TOTALE 30.06.17

Leasing quota non corrente 3.515 -428 -428 3.087 Leasing quota corrente 969 -49 -49 920 Totale leasing 4.484 -477 -477 4.007

63


PASSIVITA’ FINANZIARIE 2018 01.01.18 Nuovi Fin.ti Rimborsi

Fin.ti

Nuovi prestiti

obb.

Rimborso prestiti

obb. Altre


Costo amm.

Interessi Fair value

derivati Altre

TOTALE VARIAZIONI

30.06.18

Obbligazioni-quota non corrente 0 0 0 Finanziamenti bancari non correnti 39.967 107 -11.631 -11.524 28.443 Debiti finanziari vs A2A 42.000 -3.500 -3.500 38.500 Debiti verso altri finanziatori non correnti 3.277 -432 -432 2.845 Totale passività finanziarie non correnti 85.244 0 0 0 0 0 0 107 0 0 -15.563 -15.456 69.788 Derivati di copertura a PN in PFN 945 -243 -144 -387 558 Totale altre passività non correnti 945 0 0 0 0 -243 0 0 0 -144 0 -387 558 Obbligazioni-quota corrente 299.491 522 5.755 6.277 305.768 Finanziamenti bancari correnti 22.833 -11.406 -115 23 -2 11.631 131 22.964 Debiti finanziari vs A2A 7.007 -3.500 3.500 0 7.007 Debiti verso altri finanziatori correnti 1.707 -1.294 1 438 -855 852 Totale passività finanziarie correnti 331.038 0 -16.200 0 0 -115 0 545 5.754 0 15.569 5.553 336.591


PASSIVITA’ FINANZIARIE 2017 01.01.17 Nuovi Fin.ti Rimborsi

Fin.ti

Nuovi prestiti

obb.

Rimborso prestiti

obb. Altre


Costo amm.

Interessi Fair value

derivati Altre

TOTALE VARIAZIONI

30.06.17

Obbligazioni-quota non corrente 297.345 499 499 297.844 Finanziamenti bancari non correnti 105.226 341 -54.280 -53.939 51.287 Debiti finanziari vs A2A 0 0 0 Debiti verso altri finanziatori non correnti 4.087 -423 -423 3.664 Totale passività finanziarie non correnti 406.658 0 0 0 0 0 0 840 0 0 -54.703 -53.863 352.795 Derivati di copertura a PN in PFN 4.629 -3.156 -318 -3.474 1.155 Totale altre passività non correnti 4.629 0 0 0 0 -3.156 0 0 0 -318 0 -3.474 1.155 Obbligazioni-quota corrente 1.049 5.755 5.755 6.804 Finanziamenti bancari correnti 27.907 -59.780 74 6 54.280 -5.420 22.487 Debiti finanziari vs A2A 0 12.070 7 12.077 12.077 Debiti verso altri finanziatori correnti 5.072 -832 -2.774 -3.606 1.466 Totale passività finanziarie correnti 34.028 0 -60.612 0 0 12.070 0 74 5.768 0 51.506 8.806 42.834

64

LA RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE La Relazione finanziaria semestrale (di seguito “Semestrale”) al 30 giugno 2018 del Gruppo è presentata in migliaia di €; tale valuta coincide anche con la moneta funzionale delle economie in cui il Gruppo opera. La Semestrale del Gruppo al 30 giugno 2018 è stata redatta in conformità ai Principi Contabili Internazionali International Financial Reporting Standards (IFRS) emessi dall’International Accounting Standard Board (IASB) e omologati dall’Unione europea in particolare allo IAS 34. Per IFRS si intendono anche tutti i principi contabili internazionali rivisti (IAS) e tutte le interpretazioni dell’International Financial Reporting Interpretations Committee (IFRIC), precedentemente denominate Standing Interpretations Committee (SIC). Nella predisposizione della Semestrale sono stati applicati gli stessi principi utilizzati per la Relazione finanziaria annuale consolidata al 31 dicembre 2017, fatta eccezione per i principi e le interpretazioni adottate per la prima volta a partire dal 1° gennaio 2018 e illustrati dettagliatamente nel successivo paragrafo “Variazioni di principi contabili internazionali”. La presente Semestrale al 30 giugno 2018 è stata approvata dal Consiglio di Amministrazione il 27 luglio 2018, che ne ha autorizzato la pubblicazione ed è assoggettata a revisione contabile limitata da parte di EY S.p.A. in base all’incarico conferito dall’assemblea dei soci sino all’esercizio 2020.

65

IV. NOTE ILLUSTRATIVE ALLA RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE

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INFORMAZIONI DI CARATTERE GENERALE LGH S.p.A. è una società con personalità giuridica organizzata secondo l’ordinamento della Repubblica Italiana. LGH S.p.A. e le sue controllate (“Gruppo”) operano interamente sul territorio nazionale. Il Gruppo è principalmente impegnato nei settori: • della produzione, vendita e distribuzione di energia elettrica; • della vendita e distribuzione del gas; • della produzione, distribuzione e vendita di calore tramite reti di teleriscaldamento; • della gestione dei rifiuti (dalla raccolta e spazzamento allo smaltimento) e nella realizzazione e gestione di impianti e sistemi integrati per lo smaltimento dei rifiuti; LGH S.p.A. è soggetta ad attività di direzione e coordinamento da parte di A2A S.p.A.

SCHEMI DI BILANCIO Con riferimento alla Situazione patrimoniale-finanziaria è stata adottata la forma di presentazione che prevede la distinzione delle attività e passività tra correnti e non correnti, secondo quanto richiesto dal paragrafo 60 e seguenti dello “IAS 1”. Il “Conto economico” è scalare con le singole poste analizzate per natura, forma ritenuta più rappresentativa rispetto alla cosiddetta presentazione per destinazione di spesa. La forma scelta è infatti conforme con le modalità di presentazione dei maggiori competitors ed è in linea con la prassi internazionale. Ai fini di identificare in modo più chiaro e immediato i risultati derivanti da transazioni non ricorrenti riferibili alle attività operative in esercizio, distinguendoli dai risultati da attività operative cessate, nello schema di Conto economico sono presenti le voci specifiche “Risultato da transazioni non ricorrenti” e “Risultato da cessione altre partecipazioni (AFS)”. In particolare, si segnala che la voce “Risultato da transazioni non ricorrenti” è destinata ad accogliere le plusvalenze/minusvalenze rilevate a seguito della valutazione al fair value al netto dei costi di vendita o della dismissione delle attività non correnti (o gruppi in dismissione) classificate come “held for sale” ai sensi dell’IFRS 5, i risultati da cessione di partecipazioni in società controllate e collegate e altri oneri/proventi non operativi. Tale voce è posizionata tra il Risultato operativo netto e la Gestione finanziaria. In tal modo il Risultato operativo netto non viene inquinato da operazioni non ricorrenti, consentendo una migliore misurabilità dell’andamento della normale gestione operativa. Il Rendiconto finanziario è predisposto utilizzando il metodo indiretto, come consentito dallo “IAS 7”. Il Prospetto dei movimenti di Patrimonio netto è stato predisposto secondo le disposizioni dello “IAS 1”. Si precisa che gli schemi di bilancio presentati sono gli stessi adottati nella predisposizione della Relazione finanziaria annuale consolidata al 31 dicembre 2017. Il bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2018 è stato redatto nella prospettiva della continuazione dell’attività d’impresa. Il Gruppo, infatti, ha valutato che non sussistono incertezze sulla continuità aziendale, anche in virtù delle azioni già intraprese per fronteggiare le problematiche gestionali ed anche in considerazione delle prevedibili evoluzioni del contesto normativo e competitivo nei prossimi mesi.

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CRITERI DI REDAZIONE La Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2018 è stata redatta in base al principio del costo storico, con l’eccezione delle voci che secondo gli IFRS devono o possono essere valutate al valore equo (fair value). I principi di consolidamento, i principi contabili, i criteri e le stime di valutazione adottati nella redazione della Semestrale sono omogenei con quelli utilizzati in sede di predisposizione della Relazione finanziaria annuale consolidata al 31 dicembre 2017, fatto salvo quanto di seguito specificato.

VARIAZIONE DI PRINCIPI CONTABILI INTERNAZIONALI

1. PRINCIPI CONTABILI , EMENDAMENTI E INTERPRETAZIONI APPLICABILI DAL GRUPPO

DAL PRESENTE ESERCIZIO In questo bilancio non sono stati applicati anticipatamente principi o modifiche prima della loro entrata in vigore. I principi contabili adottati sono quelli in vigore al 28 febbraio 2018, ed efficaci per esercizi che iniziano dal 1 gennaio 2018 o successivamente a tale data. I principi emanati ma non ancora in vigore al 1 gennaio 2018 non sono stati applicati.

I principi contabili adottati per la redazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato sono conformi a quelli utilizzati per la redazione del bilancio consolidato al 31 Dicembre 2017, fatta eccezione per l’adozione dei nuovi principi e modifiche in vigore dal 1 Gennaio 2018. Il Gruppo non ha adottato anticipatamente alcun nuovo principio, interpretazione o modifica emesso ma non ancora in vigore. Il Gruppo applica, per la prima volta, l’IFRS 15 Ricavi provenienti da contratti con clienti e l’IFRS 9 Strumenti finanziari . In particolare: IFRS 15 “Ricavi da contratti con i clienti” L’elemento cardine dell’IFRS 15 prevede che la rilevazione dei ricavi sia effettuata per un ammontare che rifletta il corrispettivo che il Gruppo prevede avrà diritto a ricevere a fronte del trasferimento di beni e/o servizi. Il principio in oggetto trova applicazione qualora ricorrano contemporaneamente i seguenti criteri: a) identificazione del contratto con il cliente; b) identificazione delle performance obligations (ossia le condizioni contrattuali relative al trasferimento di

beni o servizi al cliente); c) individuazione di tutti gli eventuali benefici incorporati nei contratti di vendita/prestazione; d) determinazione del prezzo della transazione; e) allocazione del prezzo della transazione alle performance obligations in modo da poter, nei casi di

prestazioni multiple, distinguere i ricavi stessi per natura; f) rilevazione del ricavo quando la relativa performance obligations risulta soddisfatta. L’IFRS 15 sostituisce lo IAS 11 Lavori su ordinazione, lo IAS 18 Ricavi e le relative Interpretazioni e si applica a tutti i ricavi provenienti da contratti con clienti, a meno che questi contratti non rientrino nello scopo di altri principi. Il nuovo principio introduce un nuovo modello in cinque fasi che si applica ai ricavi derivanti da contratti con i clienti. L’IFRS 15 prevede la rilevazione dei ricavi per un importo che riflette il corrispettivo a cui l’entità ritiene di avere diritto in cambio del trasferimento di merci o servizi al cliente.

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Il principio comporta l’esercizio di un giudizio da parte delle entità, che prenda in considerazione tutti i fatti e le circostanze rilevanti nell’applicazione di ogni fase del modello ai contratti con i propri clienti. Il principio specifica inoltre la contabilizzazione dei costi incrementali legati all’ottenimento di un contratto e dei costi direttamente legati al completamento di un contratto. Lo standard prevede obbligatoriamente un’applicazione retroattiva e il Gruppo ha scelto di applicare il c.d. modified restrospective approach contabilizzando l’effetto cumulativo dalla data dell’applicazione iniziale e applicando il principio retroattivamente solo ai contratti che non erano conclusi alla data dell’applicazione iniziale (1° gennaio 2018). Ai fini dell’implementazione dell’IFRS 15 la società ha completato le analisi nel corso del 2017, individuando sul bilancio consolidato impatti non significativi, e, a seguito di quanto individuato, nel corso dei primi mesi del 2018 sono stati modificati i sistemi informativi al fine di rilevare in compliance con il principio introdotto i ricavi di esercizio.

IFRS 9 “Strumenti finanziari” Il Gruppo ha adottato il nuovo principio dal 1 gennaio 2018 e non riesporrà l’informativa comparativa. IFRS 9 “Strumenti finanziari”. Il principio, omologato dall’Unione Europea in data 29 novembre 2016, sostituisce interamente lo IAS 39 “Strumenti finanziari: rilevazione e valutazione” e introduce dei nuovi criteri per la classificazione e valutazione delle attività e passività finanziarie. Le principali novità introdotte dall’IFRS 9 sono così sintetizzabili: le attività finanziarie possono essere classificate in due sole categorie - al “fair value” oppure al “costo ammortizzato”. Scompaiono quindi le categorie dei “loans and receivables”, delle attività finanziarie disponibili per la vendita e delle attività finanziarie “held to maturity”. La classificazione all’interno delle due categorie avviene sulla base del modello di business dell’entità e in relazione alle caratteristiche dei flussi di cassa generati dalle attività stesse. Un’attività finanziaria è valutata al costo ammortizzato se entrambi i seguenti requisiti sono rispettati: - il modello di business dell’entità prevede che l’attività finanziaria sia detenuta per incassare i relativi cash

flow (quindi, in sostanza, non per realizzare profitti di trading) - le caratteristiche dei flussi di cassa dell’attività corrispondono unicamente al pagamento di capitale e

interessi. In caso contrario l’attività finanziaria deve essere misurata al fair value. Le regole per la contabilizzazione dei derivati incorporati sono state semplificate: non è più richiesta la contabilizzazione separata del derivato incorporato e dell’attività finanziaria che lo “ospita”. Tutti gli strumenti rappresentativi di capitale - sia quotati che non quotati - devono essere valutati al fair value. L’entità ha l’opzione di presentare nel Patrimonio netto le variazioni di fair value degli strumenti rappresentativi di capitale che non sono detenuti per la negoziazione, per i quali invece tale opzione è vietata. la valorizzazione al costo al netto di eventuali impairment è consentita solo nel caso in cui il fair value di uno strumento di capiale “available for sale” non sia misurabile in maniera attendibile. Qualora successivamente si renda disponbile una determinazione del fair value attendibile, la rappresentazione al costo va sostituita con quella al fair value. Tale designazione è ammessa al momento della rilevazione iniziale, può essere adottata per singolo titolo ed è irrevocabile. Qualora ci si avvalesse di tale opzione, le variazioni di fair value di tali strumenti mai possono essere riclassificate dal Patrimonio netto al Conto economico. I dividendi invece continuano ad essere rilevati in Conto economico. L’IFRS 9 non ammette riclassificazioni tra le due categorie di attività finanziarie se non nei rari casi in cui vi è una modifica nel modello di business dell’entità. In tal caso gli effetti della riclassifica si applicano prospetticamente.

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Infine l’informativa richiesta nelle note è stata adeguata alla classificazione ed alle regole di valutazione introdotte dall’IFRS 9. In data 19 novembre 2013 lo IASB ha emesso un emendamento al principio in esame, che riguarda principalmente i seguenti aspetti: - la sostanziale revisione del cd. “Hedge accounting”, che consentirà alle società di riflettere meglio le loro

attività di gestione dei rischi nell’ambito del bilancio; - è consentita la modifica di trattamento contabile delle passività valutate al fair value: in particolare gli

effetti di un peggioramento del rischio di credito della società non verranno più iscritti a Conto economico; - viene prorogata la data di entrata in vigore del principio in oggetto, fissata inizialmente con decorrenza

dal 1° gennaio 2015. Nel corso del mese di luglio 2014 è stata pubblicata una parziale modifica del principio, con l’introduzione, in tema di valutazione di classi di strumenti finanziari, del modello basato sulla perdita attesa del credito che sostituisce il modello di impairment fondato sulle perdite realizzate. Tale modello di impairment utilizza informazioni di tipo “forward looking” al fine di ottenere un riconoscimento anticipato delle perdite su crediti rispetto al modello “incurred loss” che posticipa il riconoscimento della perdita fino alla manifestazione dell’evento con riferimento alle attività finanziarie valutate al costo ammortizzato, alle attività finanziarie valutate al fair value rilevato nelle altre componenti di Conto economico complessivo, ai crediti derivanti da contratti di leasing, nonché ad attività derivanti da contratti e ad alcuni impegni all’erogazione di finanziamenti e contratti di garanzia finanziaria. Il Gruppo LGH, nel corso del 2017, ha effettuato un’analisi approfondita degli strumenti finanziari in portafoglio interessati dall’applicazione dell’IFRS 9 e della svalutazione dei crediti verso clienti secondo la nuova logica (expected losses). L’analisi si è conclusa con l’individuazione di impatti non significativi sulla valutazione delle attività e passività finanziarie e sulla metodologia di calcolo del fondo rischi su crediti di Gruppo. Il Gruppo ha adottato il nuovo principio a partire dal 1° gennaio 2018, senza riesporre i dati comparativi e, sulla base delle informazioni attualmente disponibili, sono confermati gli impatti non significativi sia sulla valutazione delle attività e passività finanziarie che sulla metodologia di calcolo del fondo svalutazione crediti.

2. PRINCIPI CONTABILI OMOLOGATI DALL ’UNIONE EUROPEA MA APPLICABILI IN

ESERCIZI SUCCESSIVI IFRS 16 “Leases” Il principio emesso dallo IASB in data 13 gennaio 2016 ed omologato dall’Unione Europea a novembre 2017, sostituisce in toto tutti i precedenti requisiti contabili IFRS per la contabilizzazione dei leasing (IAS 17 ed IFRIC 4). Il principio si applica a tutti i contratti che hanno per oggetto il diritto ad utilizzare un bene per un certo periodo di tempo in cambio di un determinato corrispettivo. L’IFRS 16 configura, per i locatari, un unico modello di contabilizzazione per tutti i leasing (con precisi casi di esclusione ed esenzione), eliminando la distinzione tra leasing operativo e finanziario. Le previsioni di contabilizzazione per i locatori rimangono sostanzialmente invariate rispetto alle precedenti disposizioni. La rilevazione iniziale, per il locatario, prevede l’iscrizione di attivo pari al diritto d’uso del bene e di una passività finanziaria corrispondente al valore attuale dei canoni futuri da corrispondere. La valutazione successiva comporta la rilevazione dell’ammortamento del diritto d’uso sulla base dello IAS 16 (o metodo di valutazione alternativo) e l’attualizzazione della passività finanziaria creatasi in sede di iscrizione iniziale utilizzando un discount rate definito nel contratto di leasing. Rilevati separatamente a Conto economico oneri finanziari ed ammortamenti. In calce allo Stato patrimoniale non devono più essere indicate le “obbligazioni fuori bilancio”. Il nuovo principio sarà in vigore per gli esercizi chiusi a partire dal 1° gennaio 2019, con applicazione anticipata consentita a condizione che il nuovo IFRS 15 sia già adottato o sia applicato alla medesima data di prima applicazione dell’IFRS 16 in oggetto. Le analisi

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per individuare impatti e modifiche sulle situazioni economiche e patrimoniali-finanziarie del Gruppo saranno svolte nel corso del 2018, in tempo per adottare correttamente il principio in oggetto a partire dai bilanci chiusi dal 1° gennaio 2019.

IFRS 4 “Contratti assicurativi” Emesso dallo IASB in data 12 settembre 2016 e pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale dell’Unione Europea nel novembre 2017, un amendment al presente principio che consente alle società che emettono contratti assicurativi di differire l’applicazione dell’IFRS 9 per la contabilizzazione degli investimenti finanziari allineando la data di prima applicazione a quella dell’IFRS 17, prevista nel 2021 (deferal approach) e contemporaneamente consente di eliminare dal Conto economico alcuni effetti distorsivi derivanti dall’applicazione anticipata dell’IFRS 9 rispetto all’applicazione dell’ IFRS 17 (overlay approach).

AREA DI CONSOLIDAMENTO La relazione finanziaria semestrale del Gruppo LGH al 30 giugno 2018 include i dati della capogruppo LGH S.p.A. e quelli delle società controllate sulle quali LGH S.p.A. esercita direttamente o indirettamente il controllo anche quando la quota posseduta è inferiore al 50%. Sono altresì consolidate, con il metodo del Patrimonio netto, le società sulle quali la capogruppo esercita il controllo congiuntamente con altri soci (joint ventures) e quelle sulle quali esercita un’influenza notevole. Si segnalano le seguenti variazioni al perimetro di consolidamento del Gruppo: • Con efficacia dall’1 gennaio 2018 è stata costituita la società Distribuzione Elettrica Cremona S.r.l. nella

quale sono stati conferiti gli assets afferente alla distribuzione elettrica precedentemente in capo a LGH S.p.A.;

• In data 22 gennaio 2018, con efficacia 1 febbraio 2018, è stato stipulato l’atto di fusione per incorporazione della società Linea Com S.r.l. nella società A2A Smart City S.p.A. (società appartenente al Gruppo A2A) ricevendo in cambio una partecipazione del 13% nella società stessa. In virtù di tale operazione la società è uscita dal perimetro di consolidamento.

• In data 21 giugno 2018 il socio di LD Reti ASM Castelleone ha esercitato il proprio diritto di recesso ai sensi dell’art. 24 dello statuto della società e dell’art. 2473 c.c. a seguito della delibera di fusione del 28.05.2018 per l’intera propria quota di partecipazione pari al 3,1%. In conformità ai principi contabili adottati, è stata rilevata una passività corrente nei confronti del socio ASM Castelleone come contropartita alla riduzione del patrimonio netto di terzi.

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L’elenco delle società del Gruppo alla data del 30 giugno 2018 è il seguente:

DENOMINAZIONE SEDE CAPITALE SOCIALE

(in migliaia di €) % DI POSSESSO

DIRETTO % DI POSSESSO

INDIRETTO Linea Group Holding S.p.A. Cremona 189.494 Capogruppo

Società Controllate

Linea Più S.p.A. Pavia 5.000 100

Linea Ambiente S.r.l. Rovato (BS) 19.000 100

Linea Energia S.p.A. (dal 01.07.18 Linea Green S.p.A.)

Rovato (BS) 3.969 100

Lomellina Energia S.r.l. Parona (PV) 160 80

Linea Reti Impianti S.r.l. Cremona 45.000 100

Linea Gestioni S.r.l. Crema (CR) 6.000 100

LD Reti Lodi 23.4981 93,95

Distribuzione Elettrica Cremona S.r.l.

Cremona (CR) 45.000 100

Società Collegate valutate col metodo del Patrimonio Netto

Ecofert S.r.l. San Gervasio

(BS) 100 48

ASM Codogno S.r.l. Codogno (LO) 1.898 49

Per meglio comprendere alcune delle variazioni intervenute nel periodo si riporta di seguito una sintesi dei valori di Linea Com. (importi in migliaia di €)

ATTIVITA’ 31.12.2017 PATRIMONIO NETTO E

PASSIVITA’ 31.12.2017

Immobilizzazioni materiali 9.884 TFR ed altri fondi relativi al personale

1.430

Avviamento - Fondi per rischi ed oneri e passività per discariche

115

Altre attività immateriali 1.120 Passività finanziarie non correnti 2.321

Attività per imposte anticipate 326 Altre passività non correnti e strumenti derivati

176

Altre attività finanziarie non correnti 104 Imposte differite 23

Altre attività non correnti 1.108

Totale attività non correnti 12.542 Totale passività non correnti 4.066

Rimanenze 328 Debiti commerciali 6.937

Crediti commerciali 6.720 Passività finanziarie correnti 2.306 Altre attività correnti e strumenti derivati

393 Altre passività correnti e strumenti derivati

2.137

Attività per imposte correnti 81 Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

135

Totale attività correnti 7.657 Totale passività correnti 11.380

TOTALE ATTIVITA' 20.198 TOTALE PASSIVITA' 15.446

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(importi in migliaia di €) CONTO ECONOMICO 30.06.2017

Ricavi di vendita e prestazioni 7.310

Altri ricavi e proventi 331

Totale ricavi netti 7.641

Consumi di materie prime e servizi -3.626

Altri costi operativi -1.825

Costo del lavoro -1.894

Margine operativo lordo 296

Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni -692

Risultato operativo -396

Proventi finanziari

Oneri finanziari -88

Risultato prima delle imposte -484

Imposte sul reddito 74

RISULTATO NETTO -410

CRITERI E PROCEDURE DI CONSOLIDAMENTO I bilanci delle controllate, collegate e joint ventures consolidate dal Gruppo sono redatti adottando, per ogni chiusura contabile, gli stessi principi contabili della capogruppo. Eventuali rettifiche vengono apportate in fase di consolidamento in modo da rendere omogenee le voci che sono interessate dall’applicazione di principi contabili differenti. Tutti i rapporti e le transazioni infragruppo, inclusi eventuali utili non realizzati derivanti da rapporti intrattenuti tra società del Gruppo, sono completamente eliminati. Nella preparazione della relazione finanziaria semestrale vengono assunte linea per linea le attività, le passività, nonché i costi e i ricavi delle imprese consolidate nel loro ammontare complessivo, attribuendo ai soci di minoranza in apposite voci della Situazione patrimoniale-finanziaria e del Conto economico la quota del Patrimonio netto e del risultato del periodo di loro spettanza. Il valore contabile della partecipazione in ciascuna delle controllate è eliminato a fronte della corrispondente quota di Patrimonio netto comprensiva degli eventuali adeguamenti al fair value alla data di acquisizione; la differenza emergente è trattata ai sensi dell’IFRS 3.

3. STAGIONALITÀ DELL ’ATTIVITÀ Si segnala che per la tipologia delle attività tipiche del Gruppo i risultati infrannuali possono presentare variazioni dovute all’andamento climatico del periodo. Al riguardo si rinvia ai commenti sugli andamenti per Business Unit riportati.

4. VALUTAZIONI DISCREZIONALI E STIME CONTABILI SIGNIFIC ATIVE Valutazioni discrezionali Nell’applicare i principi contabili di Gruppo, gli amministratori hanno assunto decisioni basate sulle seguenti valutazioni discrezionali (escluse quelle che comportano delle stime) con un effetto significativo sui valori iscritti a bilancio.

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Stime contabili La redazione della Semestrale, in applicazione degli IAS/IFRS, richiede da parte del Gruppo l’effettuazione di stime e di assunzioni che hanno effetto sui valori delle attività e passività e sull’informativa relativa alle attività e passività alla data di redazione. I risultati che si consuntiveranno potrebbero differire da tali stime. Le stime sono utilizzate per rilevare alcune tipologie di ricavi, in particolar modo per la stima dei ratei consumi, gli ammortamenti, le svalutazioni dei crediti e dei magazzini e i ripristini di valore delle partecipazioni, i benefici ai dipendenti, le imposte e gli accantonamenti a fondi per rischi ed oneri. Le stime del Fondo Svalutazione Crediti e del Fondo Svalutazione Magazzino sono basate sulle perdite attese da parte del Gruppo. Il prolungamento e l’eventuale peggioramento dell’attuale crisi economica e finanziaria potrebbe comportare un ulteriore deterioramento delle condizioni finanziarie dei debitori del Gruppo rispetto al peggioramento già preso in considerazione nella presente relazione. Le stime e le assunzioni sono riviste periodicamente e gli effetti di ogni variazione sono riflessi a Conto economico nel periodo in cui avviene la revisione di stima, se la revisione stessa ha effetti solo su tale periodo, oppure nei periodi successivi, se la revisione ha effetti sia sull’esercizio corrente che in quelli successivi. Perdita di valore dell’avviamento L’avviamento viene sottoposto a verifica circa eventuali perdite di valore con periodicità almeno annuale; detta verifica richiede una stima del valore d’uso dell’unità generatrice di flussi finanziari cui è attribuito l’avviamento, a sua volta basata sulla stima del valore attuale dei flussi finanziari attesi dall’unità, in base al Piano Industriale in vigore, nonché sulla loro attualizzazione in base a un tasso di sconto adeguato. Al 30 giugno 2018, il valore contabile dell’avviamento era pari a 64.501 migliaia di €. Non sono stati identificati indicatori di impairment e pertanto non si è provveduto ad effettuare l’impairment test al 30 giugno 2018. Gli ammortamenti (per i beni a vita utile definita) Ai fini della determinazione degli ammortamenti, vengono riviste periodicamente le vite utili residue. Le aliquote non hanno subito variazioni rispetto al 31/12/2017.

5. AGGREGAZIONI AZIENDALI Nel corso del primo semestre 2018 il Gruppo non ha effettuato nuove aggregazioni aziendali.

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NOTE ILLUSTRATIVE ALLE VOCI DI CONTO ECONOMICO

1. RICAVI DI VENDITA E DELLE PRESTAZIONI (importi in migliaia di €) 30.06.2018 30.06.2017 DELTA DELTA %

Vendita apparecchi e materiali 68 256 -188 -73,44%

Ricavi vendita e distribuzione energia elettrica 85.137 76.360 8.777 11,49%

Ricavi gas 104.018 92.560 11.458 12,38%

Vendita calore 12.677 11.466 1.211 10,56%

Contributi allacciamento 777 478 299 62,55%

Vendita certificati e diritti di emissione 41.692 12.593 29.099 231,07%

Ricavi da smaltimento rifiuti 29.695 33.209 -3.514 -10,58%

Ricavi da raccolta differenziata 3.374 3.513 -139 -3,96%

Ricavi da servizi nettezza urbana 18.559 19.432 -873 -4,49%

Ricavi da commesse a lungo termine 83 -83 -100,00%

Ricavi da altre prestazioni di servizio 3.974 8.735 -4.761 -54,50%

TOTALE RICAVI DI VENDITA E DELLE PRESTAZIONI 299.971 258.685 41.286 15,96%

L’aumento della voce Ricavi di vendita è da da ascrivere principalmente all’incremento dei ricavi della Distribuzione del Gas per il contributo stabilito con Deliberazione ARERA del 22/02/2018 sui Titoli di efficienza energetica (di seguito TEE) consegnati al GSE nel primo semestre 2018 a seguito degli obiettivi imposti a LD RETI con Determinazione del 12 aprile 2017 dell’allora AEEGSI (ora ARERA). Nel primo semestre 2018 sono stati consegnati n. 130.354 TEE pari a complessivi 40.599 migliaia di €, rispetto a n. 58.340 TEE. consegnati nel primo semestre 2017 pari a complessivi 11.166 migliaia di €. Specularmente si è avuto l’aumento dei costi per consumi di materie prime e servizi per l’approvvigionamento dei suddetti certificati pari a 41.472 migliaia di € rispetto a 12.395 migliaia di € nel corrispondente periodo dell’esercizio precedente. In crescita anche i ricavi di vendita Gas, Energia e Calore per l’effetto congiungo dei seguenti fattori: più favorevoli condizioni climatiche verificatesi nell’anno, ingresso di nuovi grandi clienti e andamento favorevole dei prezzi. Il decremento dei ricavi da altre prestazioni di servizi è invece da imputare sostanzialmente all’uscita di Linea Com dal perimetro di consolidamento del gruppo.

2. ALTRI RICAVI E PROVENTI (importi in migliaia di €) 30.06.2018 30.06.2017 DELTA DELTA %

Contributi in conto esercizio - 351 -351 -100,00%

Affitti e canoni 206 411 -205 -49,88%

Ricavi diversi 2.742 2.613 129 4,94%

Sopravvenienze attive 3.187 1.186 2.001 168,72%

Danni e penalità 197 55 142 258,18%

TOTALE ALTRI RICAVI E PROVENTI 6.332 4.616 1.716 37,18%

Le sopravvenienze attive comprendono, per la maggior parte, conguagli su stime di anni precedenti prevalentemente per il sistema incentivante dell’energia elettrica e del gas da GME e Cassa conguagli. In particolare: • 396 migliaia di € per maggiori TEE riconosciuti rispetto al valore stimato a bilancio 2017;

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• 689 migliaia di € per il riconoscimento dei corrispettivi di trasmissione del 2000-2001 a seguito di contestazione aperta con il GSE e parere favorevole del consiglio di Stato nel marzo 2018

• 457 migliaia di € per l’aggiornamento delle stime sui conguagli di perequazione VRT degli anni precedenti.

I ricavi diversi sono in larga parte composti da riaddebiti e rimborsi di costi non di competenza, da conguagli e da ricavi per servizi non ricorrenti.

3. CONSUMO DI MATERIE E SERVIZI (importi in migliaia di €) 30.06.2018 30.06.2017 DELTA DELTA %

Materiali 8.710 6.739 1.971 29,25%

Variazioni rimanenze materiali 2.906 -259 3.165 -1222,01%

Combustibili 2.183 2.257 -74 -3,28%

Energia Elettrica 25.008 26.041 -1.033 -3,97%

Gas 61.816 50.149 11.667 23,26%

Calore/Freddo - 52 -52 -100,00%

Acqua 92 91 1 1,10%

Acquisti diversi industriali 17 126 -109 -86,51%

Certificati ambientali 41.654 12.511 29.143 232,94%

Vettoriamento e trasmissione 47.901 42.661 5.240 12,28%

Manutenzioone e riparazione 4.305 6.738 -2.433 -36,11%

Prestazioni professionali tecniche 3.028 3.389 -361 -10,65%

Consulenze 715 1.327 -612 -46,12%

Costo trasporto smaltimento rifiuti 11.070 10.731 339 3,16%

Prestazioni ambientali 2.528 2.654 -126 -4,75%

Servizi fonia 326 399 -73 -18,30%

Servizi diversi 9.197 8.131 1.066 13,11%

Costi accessori del personale 895 768 127 16,54%

Pubblicità e promozioni immagine 407 464 -57 -12,28%

Assicurazioni 1.787 1.955 -168 -8,59%

Utilizzo fondo post mortem - 681 -655 -26 3,97%

Capitalizzazioni - 3.779 -3.582 -197 5,50%

TOTALE CONSUMI DI MATERIE E SERVIZI 220.085 172.687 47.398 27,45%

L’incremento dei costi riflette sostanzialmente l’incremento dei ricavi, sia per la componente relativa ai certificati di efficienza energetica (TEE) che per la parte relativa ai costi variabili di approvvigionamento per la fornitura di beni e servizi.

4. ALTRI COSTI OPERATIVI (importi in migliaia di €) 30.06.2018 30.06.2017 DELTA DELTA %

Costi per godimento beni di terzi 3.170 4.728 - 1.558 -32,95%

Contributi diversi 257 261 - 4 -1,62%

Canoni e sovraccanoni 6.841 7.144 - 303 -4,24%

Oneri diversi 1.358 1.623 - 265 -16,34%

Imposte e tasse 977 707 270 38,15%

TOTALE ALTRI COSTI OPERATIVI 12.602 14.463 -1.861 -12,86%

76

Questa voce raccoglie i costi per godimento beni di terzi, i canoni per diritti di esercizio e per royalties, le imposte e tasse, e voci residuali relative a costi generali. Il decremento è sostanzialmente imputabile all’uscita di Linea Com dal perimetro di consolidamento e al conseguente mancato sostenimento degli oneri per la locazione delle infrastrutture di telecomunicazione.

5. COSTO DEL LAVORO (importi in migliaia di €) 30.06.2018 30.06.2017 DELTA DELTA %

Salari e stipendi 19.308 22.140 -2.832 -12,79%

Oneri su retribuzioni 6.754 6.998 -244 -3,49%

Accantonamento TFR 1.403 1.532 -129 -8,43%

Altri costi del personale 1.456 1.223 233 19,07%

TOTALE COSTO DEL LAVORO 28.921 31.893 -2.972 -9,32%

Capitalizzazioni 2.577 2.139 438 20,48%

TOTALE COSTO DEL LAVORO LORDO 31.498 34.032 -2.534 -7,45%

Il costo del personale al lordo delle capitalizzazioni è in diminuzione di circa il 7%, essenzialmente dovuto alla riduzione del numero medio dei dipendenti, compensato in parte da un incremento del costo del personale somministrato, incluso negli altri costi del personale. DATI SUL PERSONALE Al 30 giugno 2018 il personale con rapporto di lavoro dipendente del Gruppo è pari a 1.115 dipendenti così suddivisi: 30.06.2018 30.06.2017

Dipendenti gruppo LGH 1.115 1.232

- di cui LGH S.p.A. 155 138

- di cui società controllate 960 1.094

La media dei dipendenti del primo semestre 2018 presenta una diminuzione rispetto allo stesso periodo 2017 di circa il 10%, essenzialmente legata ad uscite per pensionamenti, dimissioni, cessioni di personale in seguito a passaggio di attività a società esterne al Gruppo ed al passaggio del personale Linea com in A2A Smart City.

6. AMMORTAMENTI , ACCANTONAMENTI E SVALUTAZIONI (importi in migliaia di €) 30.06.2018 30.06.2017 DELTA DELTA %

Ammortamento delle immobilizzazioni immateriali 5.449 5.471 - 22 -0,40%

Ammortamento delle immobilizzazioni materiali 12.972 15.715 - 2.743 -17,45%

Svalutazione immobilizzazioni materiali e immateriali - - -

Svalutazioni dei crediti commerciali e degli altri crediti 3.160 3.886 - 726 -18,68%

Accantonamento per rischi 1.343 - 2.744 4.087 -148,94%

TOTALE AMMORTAMENTI, ACCANTONAMENTI E SVALUTAZIONI

22.924 22.328 596 2,67%

Il decremento degli ammortamenti deriva sostanzialmente dai seguenti fattori:

77

• 1.295 migliaia di € di minori ammortamenti relativi alla discarica di Grottaglie la cui capacità originariamente autorizzata è arrivata ad esaurimento nei primi mesi dell’anno e il cui ampliamento è iniziato solo sul finire del semestre in corso;

• 471 migliaia di € di minori ammortamenti del termovalorizzatore di Lomellina Energia a seguito della nuova perizia di valutazione del decommissioning fatta al 31.12.2017. La perizia ha rivisto al ribasso i valori del fondo decommissioning necessari al ripristino del sito e, in conformità ai principi contabili adottatti, si è provveduto a ridurre contestualmente sia il fondo del passivo che il cespite connesso con conseguenti minori ammortamenti negli esercizi successivi;

• 740 migliaia di € dall’uscita di Linea Com dal perimetro di consolidamento.

Gli accantonamenti per rischi riguardano, invece, per 1.394 migliaia di € l’adeguamento del fondo precedentemente accantonato per far fronte alle obbligazioni complessive scaturite dall’applicazione della Delibera 342/2016 pari 5.459 migliaia di €, comprensivo delle sanzioni previste dalla Deliberazione ARERA del 25 marzo 2018 (di cui oneri 3.939 migliaia di € più sanzioni 1.520 migliaia di €) solo parzialmente compensato dal rilascio fondo di 123 migliaia di € effettuato da Linea Energia per il raggiunto accordo transattivo con il Comune di Esine sull’ICI dovuta.

7. RISULTATO DA TRANSAZIONI NON RICORRENTI Il gruppo non presenta proventi o oneri da transazioni non ricorrenti.

8. GESTIONE FINANZIARIA (importi in migliaia di €) 30.06.2018 30.06.2017 DELTA DELTA %

Proventi finanziari 1.027 764 263 34,42%

Oneri finanziari - 7.802 -12.050 4.248 -35,25% Quota dei proventi e degli oneri derivanti dalla valutazione secondo il patrimonio netto delle partecipazioni

840 358 482 134,64%

TOTALE GESTIONE FINANZIARIA -5.935 -10.928 4.993 -45,69%

78

Si espone di seguito un dettaglio dei principali componenti della tabella sopra riportata. GESTIONE FINANZIARIA 30.06.2018

30.06.2017 DELTA DELTA % (importi in migliaia di €) cash not cash totali Interessi attivi di attualizzazione 358 358 415 -57 -13,73% Interessi attivi su conti correnti 12 5 17 3 14 466,67% Interessi attivi su crediti finanziari 29 17 46 163 -117 -71,78% Interessi attivi su crediti commerciali 74 10 84 166 -82 -49,40% Dividendi 0 467 467 0 467 n.a. Altri interessi attivi e proventi finanziari 1 54 55 17 38 223,53% Totale proventi finanziari 116 911 1.027 764 263 34,42% Interessi passivi di attualizzazione -126 -126 -124 -2 1,61% Oneri finanziari hot money, c/c e disponibilità fidi

-12 12 -100,00%

Interessi passivi su finanziamenti m/l termine

-902 -6.408 -7.310 -7.977 667 -8,36%

Oneri finanziari x chiusura anticipata finanziam.

-471 471 -100,00%

Oneri finanziari x chiusura anticipata derivati

-243 -243 -3.156 2.913 0,00%

Interessi passivi su leasing finanziari -86 -86 -91 5 -5,49% Interessi passivi su factoring -1 -1 -37 36 -97,30% Interessi passivi su depositi cauzionali clienti

-23 -23 -40 17 -42,50%

Interessi passivi di mora -2 -2 -80 78 -97,50% Altri interessi passivi e oneri finanziari -11 -11 -62 51 -82,26% Totale oneri finanziari -1.245 -6.557 -7.802 -12.050 4.248 -35,25% TOTALE PROVENTI (ONERI) FINANZIARI NETTI

-1.129 -5.646 -6.775 -11.286 4.511 -39,97%

Valutazione partecipazioni ad Equity 296 296 358 (62) 134,64% Plusvalenza da fusione Linea Com 544 544 544 TOTALE EFFETTO PARTECIPAZIONI

840 840 358 482 134,64%

RISULTATO GESTIONE FINANZIARIA

-1.129 -4.806 -5.935 -10.928 4.993 -45,69%

Il risultato complessivo della gestione finanziaria è migliorato di 4.993 migliaia di € rispetto al corrispondente periodo del 2017 per la combinazione di diversi fattori, di cui si riportano di seguito i più rilevanti: • 3.384 migliaia di € per minori oneri derivanti da estinzioni anticipate di finanziamenti e derivati effettuate

nello scorso esercizio; • 1.046 migliaia di € per minori interessi passivi su finanziamenti a m/l termine da terzi e su leasing, a

seguito della riduzione di circa 70 milioni di € del debito medio rispetto al 1° semestre del 2017; • 468 migliaia di € di maggiori proventi netti su partecipazioni, grazie ai dividendi distribuiti da A2A Smart

City; • 482 migliaia di € maggior effetto positivo dell’effetto partecipazioni di cui 544 migliaia di € per l’uscita

di Linea Com dal perimetro di consolidamento parzialmente compensata dalla minor valutazione di ASM Codogno a seguito della distribuzione di dividendi sia da utili che da riserve;

• -374 migliaia di € di interessi passivi sul prestito soci erogato da A2A nel luglio 2017; • -59 migliaia di € di minori proventi netti di attualizzazione fondi per applicazione dei principi IAS (per

maggiori proventi imputati a diretta riduzione del cespite di riferimento);

79

• 47 migliaia di € per l’effetto economico netto degli altri proventi e oneri finanziari. Per quanto riguarda le caratteristiche dei finanziamenti in essere, in termini di tassi passivi e strumenti di copertura, si rimanda alle note di commento della situazione patrimoniale-finanziaria.

9. IMPOSTE SUL REDDITO (importi in migliaia di €) 30.06.2018 30.06.2017 DELTA DELTA %

Totale imposte correnti di cui - 5.916 - 6.345 429 -6,76%

IRES - 4.695 - 4.930 235 -4,77%

IRAP - 1.290 - 1.300 10 -0,77%

Imposte di esercizi precedenti 69 - 115 184 -160,00%

Imposte differite attive/passive 670 1.433 -763 -53,24%

IMPOSTE SUL REDDITO -5.246 -4.912 -334 6,80%

Gli “Oneri per imposte” nel periodo in esame sono risultati pari a 5.246 migliaia di € (4.912 migliaia di € al 30 giugno 2017) e l’incremento è sostanzialmente imputabile al miglioramento dei risultati economici. Si segnala che la Capogruppo LGH determina le imposte IRAP di esercizio sulla base dell’applicazione dell’art. 6, co. 9, del Decreto Legislativo 15 dicembre 1997, n. 446 (metodo cd. Delle “holding industriali”), in base al quale l’imponibile è determinato tenendo conto anche dei proventi e oneri finanziari (esclusi quelli relativi a partecipazioni).

80

Si riporta di seguito l’andamento e il dettaglio della fiscalità differita

(importi in migliaia di €) 31.12.17 Acc.ti Utiliz. Totale mov. a

CE

IAS 39 a PN

IAS 19R a

PN

Uscita Linea Com

Altri 30.06.18

Passività per imposte differite Differenze di valore delle immobilizzazioni materiali e Immateriali 15.642 203 -439 -236 292 15.698 Applicazione del principio del leasing finanziario (IAS 17) 98 3 0 3 101 Applicazione del principio degli strumenti finanziari (IAS 39) 3 0 -3 -3 0 Plusvalenze rateizzate 0 0 0 0 0 Trattamento di fine rapporto e Benefici ai dipendenti 484 15 -2 13 -21 476 Avviamento 0 0 0 0 0 Altre imposte differite 1.558 33 -220 -187 1.371 Totale passività per imposte differite (A)

17.785 254 -664 -410 0 0 -21 292 17.646

Attività per imposte anticipate Fondi rischi tassati 4.371 688 -245 443 -125 4.689 Differenze di valore delle immobilizzazioni materiali e immateriali 4.233 472 -139 333 292 4.858 Applicazione del principio degli strumenti finanziari (IAS 39) 227 -2 -2 -90 135 Fondo rischi su crediti 8.700 562 -642 -80 -109 58 8.569 Contributi 6.576 105 -126 -21 6.555 Trattamento di fine rapporto e Benefici ai dipendenti 1.816 17 -57 -40 -113 -82 1.581 Altre imposte Anticipate 7.640 0 -373 -373 -2 7.265 Totale attività per imposte anticipate (B)

33.563 1.844 -1.584 260 -90 -113 -318 350 33.652

EFFETTO NETTO IMPOSTE DIFFERITE ATTIVE/PASSIVE (B-A)

15.778 1.590 -920 670 -90 -113 -297 58 16.006

10. RISULTATO NETTO ATTIVITA ’ CESSATE/DESTINATE AD ESSERE VENDUTE Nel periodo in corso così come nel periodo precedente non si rilevano attività cessate né destinate ad essere vendute.

81

NOTE ILLUSTRATIVE ALLE VOCI DELLA SITUAZIONE

PATRIMONIALE -FINANZIARIA

11. ALTRE ATTIVITÀ IMMATERIALI

(importi in migliaia di €) Netto

31.12.17 Inc. Decr.

Amm.ti e Sval.

Uscita Linea Com

Riclassifiche e altri movim.

Netto 30.06.18

Diritti di brevetto e utilizzo opere ingegno

44 -4 -1 39

Concessioni, licenze, marchi e diritti simili

193.097 187 -71 -5.208 -544 -14 187.447

Immobilizzaz. immateriali in corso e acconti

7.304 7.968 -353 -925 13.994

Altre immobilizzazioni immateriali

4.455 -237 -222 3.996

TOTALE ALTRE ATTIVITÀ IMMATERIALI

204.900 8.155 -71 -5.449 -1.120 -939 205.476

La voce Concessioni, licenze, marchi e diritti simili, rileva in gran parte costi e oneri per l’aggiudicazione delle concessioni di distribuzione del gas metano e teleriscaldamento di Rho (ex Steam ora Linea Reti e Impianti). Le altre immobilizzazioni immateriali comprendono prevalentemente il valore attribuito alla lista clienti acquistata nel 2015 da Alma Energy. Tra le “Immobilizzazioni immateriali in corso e acconti”, pari a 13.994 migliaia di €, sono compresi, in particolare, gli interventi per l’ampliamento delle reti di distribuzione gas in fase di realizzazione (11.230 migliaia di €), nonché gli oneri sostenuti per le fasi propedeutiche alle iniziative di sviluppo riguardanti il settore ambientale. Tali investimenti per la maggior parte avranno termine entro la fine dell’esercizio. Le riclassifiche fanno riferimento al giroconto di 925 migliaia di € di costi sostenuti per le pratiche di ampliamento della discarica di Grottaglie in Puglia alla voce di costo discariche poiché a seguito dell’ottenimento dell’ampliamento si è proceduto ad avviarne il processo di ammortamento. Si precisa infine che per la suddetta voce non sono stati individuati indicatori di perdita di valore. Le aliquote di ammortamento sono in linea con quelle applicate lo scorso anno.

12. AVVIAMENTO


31.12.17 Inc. Decr.

Amm.ti e Sval.

Uscita Linea Com

Giroconti, riclassifiche

e altri movim.

Netto 30.06.18

Avviamento 64.501 64.501 TOTALE AVVIAMENTO 64.501 0 0 0 0 0 64.501

82

Si riepilogano di seguito i valori dell’avviamento per ciascuna CGU (importi in migliaia di €)

CGU CON AVVIAMENTO 30.06.2018

RETI ELETTRICHE 3.195

RETI GAS 305

AMBIENTE 39.806

CALORE 5.575

ENERGIA ELETTRICA 11.710

GAS 3.910

TOTALE 64.501

Il valore dell’avviamento pari a 64.501 migliaia di € rappresenta un’attività immateriale con vita utile indefinita e, pertanto, non soggetta ad ammortamento sistematico, ma ad impairment test. Nel periodo in esame il management ha svolto un’analisi dei risultati raggiunti rispetto al piano considerando anche le assunzioni del processo di impairment svolto per il bilancio 2017 rispetto alla situazione corrente. Tali analisi non hanno evidenziato la presenza di potenziali impairment indicators e conseguentemente il Gruppo non ha ritenuto necessario eseguire uno specifico impairment test al 30 giugno 2018. L’impairment test viene eseguito comunque almeno annualmente.

13. IMMOBILIZZAZIONI MATERIALI


31.12.17 Inc. Decr.

Amm.ti e Sval.

Uscita Linea Com

Giroconti, riclass. e

altri movim.

Netto 30.06.18

Terreni e fabbricati 66.791 88 -4 -1.495 -3055 -5 62.320 Impianti e macchinari 231.316 -156 -9.494 -2682 3.140 222.124 Attrezzature industriali e commerciali

5.808 130 -2 -610 -30 5.296

Discariche 786 -188 1.367 1.965 Leasing 5.983 -23 -301 -5 5.654 Immobilizzazioni in corso e acconti

8.655 7.487 0 -397 -4.450 11.295

Altre immobilizzazioni materiali

11.989 1.350 -12 -884 -3653 -5 8.785

TOTALE ATTIVITÀ MATERIALI

331.328 9.055 -197 -12.972 -9.822 45 317.439

Gli investimenti in corso di periodo fanno sostanzialmente riferimento alle seguenti opere: - 1.717 migliaia di € al prosieguo dei lavori di realizzazione dell’impianto di pretrattamento di Lomellina

Energia; - 864 migliaia di € per le attività di manutenzione straordinaria e ampliamento dell’impianto di

termovalorizzazione di Cremona; - 1.624 migliaia di € per le attività di manutenzione straordinaria e ampliamento della rete di

teleriscaldamento e degli impianti di cogenerazione; - 1.596 migliaia di € per le attività di manutenzione straordinaria e ampliamento della rete elettrica di

Cremona;

83

Gli incrementi degli altri beni materiali sono relativi per 1.068 migliaia di € all’acquisto di nuovi mezzi strumentali da parte di Linea Gestioni per lo svolgimento del servizio di Igiene Urbana nei comuni serviti. Le riclassifiche fanno riferimento al giroconto di 925 migliaia di € di costi sostenuti per le pratiche di ampliamento della discarica in Puglia alla voce di costo discariche poiché a seguito dell’ottenimento dell’ampliamento si è proceduto a creare un unico asset e ad avviarne il processo di ammortamento. Per la suddetta voce non sono stati individuati indicatori di perdita di valore e le aliquote di ammortamento sono in linea con quelle applicate lo scorso anno.

14. PARTECIPAZIONI IN SOCIETÀ COLLEGATE E JV Il Gruppo possiede, al 30 giugno 2018, le seguenti partecipazioni in società collegate: (importi in migliaia di €) 30.06.2018 31.12.2017 DELTA DELTA %

ASM Codogno Srl 2.721 3.345 - 624 -18,65%

Ecofert Srl in liquidazione 190 190 - 0,00%

TOTALE PARTECIPAZIONI COLLEGATE 2.911 3.535 - 624 -17,65%

La variazione di valore della partecipazione detenuta in ASM Codogno è dovuta alla valorizzazione a patrimonio netto della stessa che risente delle distribuzioni di dividendi effettuate nel semestre sia sui risultati dell’esercizio 2017 che su riserve accumulate in anni precedenti. PARTECIPAZIONI VALUTATE COL METODO DEL PATRIMONIO N ETTO

TOTALE (importi in migliaia di €)

Valore al 31.12.2017 3.535 Variazioni del periodo/esercizio: - acquisizioni ed aumenti di capitale - valutazioni a Patrimonio netto 296

- svalutazioni - incassi dividendi di partecipazioni valutate ad equity (596)

- cessioni - altre variazioni (324)

- riclassificazioni Totale variazioni del periodo/esercizio - 624 VALORE AL 30.06.2018 2.911

La tabella seguente riepiloga le informazioni economico patrimoniali di sintesi relative alle partecipazioni sopra elencate rilevate dagli ultimi bilanci approvati.

84

(importi in migliaia di €) ECOFERT S.R.L IN LIQUIDAZIONE.*

ASM CODOGNO S.R.L.*

Percentuale di possesso: 48,00% 49,00% Attività correnti 214 4.774

Attività non correnti 700 6.090

Passività correnti 449 2.590

Passività non correnti 20 845

PATRIMONIO NETTO 445 7.429

Quota dei ricavi e del risultato della partecipata: Ricavi 2 3.488

Risultato esercizio -131 604

*Dati bilancio 31.12.2017;

15. ATTIVITÀ FINANZIARIE NON CORRENTI (importi in migliaia di euro) 30.06.2018 31.12.2017 DELTA DELTA %

Prestiti e crediti 15.660 17.721 -2.061 -11,63%

Partecipazioni in altre imprese 9.908 4.779 5.129 107,32%

ALTRE ATTIVITÀ FINANZIARIE NON CORRENTI

25.568 22.500 3.068 13,64%

I prestiti e crediti comprendono:

• 4.344 migliaia di € relativi alla quota oltre l’esercizio successivo (5.757 migliaia di € a fine 2017) dei piani di rientro finanziari in essere tra LGH e alcuni soci di minoranza (€ 6.207 mila complessivi entro/oltre contro 7.485 migliaia di € nel 2017). La riduzione rispetto al 2017 è dovuta agli incassi del periodo, nel rispetto delle scadenze degli stessi.

• 3.451 migliaia di € (3.451 migliaia di € a fine 2017) di valore residuo dell’anticipazione effettuata da Linea Più nei confronti di Sinit e finalizzata a supportarne la gestione finanziaria durante la sua liquidazione.

• 697 migliaia di € (1.389 migliaia di € a fine 2017) di finanziamenti a m/l termine concessi ad alcuni Comuni da LD Reti a fronte di accordi relativi alla distribuzione del gas;

• 5.836 migliaia di € (6.380 migliaia di € nel 2017) di crediti finanziari verso i soci di Seca Spa, sorto a seguito dell’esercizio dell’opzione put per la cessione della partecipazione (8.436 migliaia di € complessivi entro/oltre contro 10.180 migliaia di € nel 2017). La riduzione rispetto al 2017 è dovuta agli incassi del periodo, nel rispetto delle scadenze degli stessi.

85

Le partecipazioni in altre imprese sono invece così composte: (importi in migliaia di euro) 30.06.2018 31.12.2017 Camuna Energia Srl 131 131 Casalasca Servizi Spa 121 121 Isfor 2000 Spa 10 10 SABB Spa 82 82 Gestione Multiservice Scarl 60 61 A2A Smart City 5.235 - Crit 103 Blugas Infrastrutture Spa 4.269 4.269 TOTALE 9.908 4.777

(importi in migliaia di euro) TOTALE

Valore al 31.12.2017 4.777 Variazioni del periodo/esercizio: - Fusione Linea Com in A2A Smart City 5.235

- cessioni (1)

- rivalutazioni - svalutazioni - riclassificazioni - altre variazioni (103)

Totale variazioni del periodo/esercizio 5.130 VALORE AL 30.06.2018 9.908

16. ATTIVITA ’ NON CORRENTI PER STRUMENTI DERIVATI Nel periodo in corso così come nel periodo precedente non si rilevano attività non correnti per strumenti derivati.

17. ALTRE ATTIVITÀ NON CORRENTI (importi in migliaia di €) 30.06.2018 31.12.2017 DELTA DELTA %

Risconti attivi 780 1.935 - 1.155 -59,69%

Altre attività non correnti 767 749 18 2,40%

ALTRE ATTIVITÀ NON CORRENTI 1.547 2.684 -1.137 -42,36%

Le altre attività non correnti ammontano a 1.547 migliaia di € e sono rappresentate prevalentemente da poste di competenza di più esercizi tra cui in particolare i premi pagati sulle fideiussioni pluriennali necessarie per l’esercizio di alcune attività del gruppo (es. discariche). Il decremento si riferisce sostanzialmente (1.002 migliaia di € al 31.12.2017) all’uscita di Linea Com dal perimetro di consolidamento e quindi al venir meno dei risconti relativi ai costi delle licenze IRU pagate da Linea Com agli altri operatori di rete. Le altre attività non correnti fanno, invece, sostanzialmente riferimento ai depositi cauzionali versati per l’esercizio di alcune attività del gruppo (es. reti di distribuzione).

86

18. RIMANENZE (importi in migliaia di €) 30.06.2018 31.12.2017 DELTA DELTA %

Materiali 10.894 13.084 -2.190 -16,74%

Fondo Obsolescenza materiali - 146 - 494 348 -70,45%

Totale mteriali 10.408 12.154 - 1.746 -14,37%

Certificati ambientali 836 612 224 36,60%

ALTRE ATTIVITÀ CORRENTI E STRUMENTI DERIVATI

11.584 13.202 -1.618 -12,26%

I magazzini presenti nel gruppo sono costituiti quasi esclusivamente da materiali acquistati per la costruzione di impianti o destinati ad essere utilizzati per le manutenzioni e riparazioni ordinarie, mentre quelli tenuti a disposizione come pezzi di ricambio degli impianti esistenti sono stati riclassificati nelle immobilizzazioni materiali e soggetti ad ammortamento in base alla vita utile degli impianti stessi. Il decremento di periodo pari a 2.190 migliaia di € è dovuto sostanzialmente alla stagionalità di alcuni business del gruppo (vendita gas) e, in misura minore (328 migliaia di €), all’uscita di Linea Com dal perimetro del gruppo.

19. CREDITI COMMERCIALI (importi in migliaia di €) 30.06.2018 31.12.2017 DELTA DELTA %

Crediti commerciali fatture emesse 109.901 120.781 -10.880 -9,01%

Crediti commerciali fatture da emettere 59.336 71.214 -11.878 -16,68%

Lavori in corso su ordinazione 16 243 -227,495 -93,62%

Totale crediti commerciali lordi 169.253 192.238 -22.985 -11,96%

Fondo svalutazione crediti commerciali -39.823 -40.448 625 -1,55%

TOTALE CREDITI COMMERCIALI 129.430 151.790 -22.360 -14,73%

Si riporta inoltre la suddivisione dei crediti verso clienti per data scadenza (al lordo del relativo fondo svalutazione): (importi in migliaia di €) 30.06.2018 31.12.2017 DELTA DELTA %

Crediti a scadere 58.918 58.597 321 0,55%

Crediti scaduti di cui: 50.983 62.184 -11.201 -18,01%

Scaduti fino a 30 gg 6.285 14.301 -8.016 -56,05%

Scaduti da 31 a 180 gg 10.779 6.626 4.153 62,68%

Scaduti da 181 a 365 gg 3.342 3.732 -390 -10,45%

Scaduti oltre 365 gg 30.577 37.525 -6.948 -18,52%

TOTALE CREDITI PER FATTURE EMESSE 109.901 120.781 -10.880 -9,01%

Il decremento rispetto al 31 dicembre 2017 deriva prevalentemente dalla stagionalità di alcuni business, in particolare di quello della vendita del gas e dall’uscita di Linea Com dal perimetro di consolidamento. Da segnalare inoltre la riduzione dello scaduto sopra l’anno per effetto dello stralcio di crediti, nel rispetto dei requisiti dello IFRS 9, interamente svalutati ceduti da Linea Più ad Europa Factor per 3.494 migliaia di €. L’analisi di rischiosità dei crediti ha comportato uno stanziamento per il periodo al fondo svalutazione crediti di 3.160 migliaia di €, come evidenziato dalla tabella sotto riportata, di cui 2.076 migliaia di € per i crediti di Linea Ambiente S.r.l. (relariva alla ex Greenambiente S.r.l.).

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(importi in migliaia di €) 30.06.2018 31.12.2017 DELTA DELTA %

SALDO INIZIALE FONDO SVALUTAZ.CREDITI 40.448 43.540 -3.092 -7,10%

Accantonamenti 3.160 8.133 -4.973 -61,15%

Uscita Linea Com -460 -460 n.a.

Effetto applicazione IFRS 9 240 240 n.a.

Utilizzi e/o rilasci -3.564 -11.223 7.659 -68,24%

Altre variazioni -1 -2 1 -50,00%

SALDO FINALE FONDO SVALUTAZ.CREDITI 39.823 40.448 -625 -1,55%

Per i termini e le condizioni relativi ai crediti verso parti correlate, si rimanda alla nota specifica.

20. ATTIVITÀ FINANZIARIE CORRENTI (importi in migliaia di €) 30.06.2018 31.12.2017 DELTA DELTA %

Prestiti e crediti 4.721 5.883 -1.162 -19,75%

Conto corrente di cash pooling vs A2A S.p.A 81.922 26.788 55.134 205,82%

TOTALE ATTIVITÀ FINANZIARIE CORRENTI

86.643 32.671 53.972 165,20%

Al 30 giugno 2018 le attività finanziarie correnti ammontano a 86.643 migliaia di € (a fine 2017 erano pari a 32.671 migliaia di €). I “Prestiti e crediti” comprendono: • 1.863 migliaia di € relativi alla quota entro l’esercizio successivo (1.728 migliaia di € a fine 2017) dei

piani di rientro finanziari in essere tra LGH e alcuni soci di minoranza (€ 6.207 mila complessivi entro/oltre contro 7.485 migliaia di € nel 2017). La riduzione rispetto al 2017 è dovuta agli incassi del periodo, nel rispetto delle scadenze degli stessi;

• 2.600 migliaia di € (3.800 migliaia di € al 31.12.2017) relativi al credito finanziario verso i soci di Seca Spa, sorto a seguito dell’esercizio dell’opzione put e della formalizzazione del relativo piano di rientro (8.436 migliaia di € complessivi entro/oltre contro 10.180 migliaia di € nel 2017). La riduzione rispetto al 2017 è dovuta agli incassi del periodo, nel rispetto delle scadenze degli stessi;

• 96 migliaia di € (146 migliaia di € al 31.12.2017) relativi al credito finanziario verso Ecofert S.r.l. in liquidazione.

21. ATTIVITÀ PER IMPOSTE CORRENTI (importi in migliaia di €) 30.06.2018 31.12.2017 DELTA DELTA %

Ires Corrente 337 3.272 -2.935 -89,70%

Ires Esercizi precedenti 3.016 3.168 -152 -4,79%

Irap Corrente 196 706 -510 -72,28%

TOTALE ATTIVITÀ PER IMPOSTE CORRENTI 3.549 7.146 -3.597 -50,34%

La riduzione del credito per imposte correnti è dovuta alla rilevazione delle imposte di periodo.

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22. ATTIVITA ’ CORRENTI PER STRUMENTI DERIVATI (importi in migliaia di €) 30.06.2018 31.12.2017 DELTA DELTA % Contratti designati di copertura: 0 12 -12 -100,00% Contratti designati non di copertura di cui: 2.767 1.120 1.647 147,05% Swap su prezzi delle commodities 2.767 1.120 1.647 147,05%

TOTALE ATTIVITÀ PER STRUMENTI DERIVATI 2.767 1.132 1.635 144,43%

La voce in oggetto rappresenta il fair value positivo dei contratti derivati sui prezzi del gas e dell’energia stipulati da Linea Più. I contratti classificati di copertura sono stipulati con l’obiettivo di coprire i rischi sulla variazione del prezzo d’acquisto di una parte di volumi di gas in relazione a corrispondenti volumi di vendita effettuati dalla Società a prezzo fisso. Per quanto concerne i contratti derivati non di copertura si tratta di Future e Forward sul prezzo dell’energia elettrica e del gas stipulati in anni precedenti da Linea Più nell’ambito della sua attività di Trading e non ancora giunti a scadenza. Ricordiamo infatti che dall’esercizio in corso l’attività di trading viene svolta direttamente dalle preposte strutture del Gruppo A2A. L’impatto a conto economico è positivo per 29 migliaia di € (negativo per 354 migliaia di € nel 2017).

23. ALTRE ATTIVITÀ CORRENTI (importi in migliaia di €) 30.06.2018 31.12.2017 DELTA DELTA %

Crediti verso la Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali 2.031 2.344 -313 -13,35%

Anticipi a fornitori 1.385 570 815 143,06%

Crediti di competenza di esercizi futuri 1.286 1.140 146 12,85%

Crediti per depositi cauzionali 388 420 -32 -7,62%

TEE obiettivo 40.599 - 40.599 n.a.

Crediti tributari IVA, accise.. 2.280 2.113 167 7,88%

Altri crediti diversi 3.209 2.699 510 18,90%

TOTALE ALTRE ATTIVITÀ CORRENTI 51.178 9.286 41.892 451,15%

L’incremento rispetto allo scorso anno è sostanzialmente da attribuire ai pagamenti anticipati richiesti dal mercato energetico, che vengono progressivamente utilizzati e azzerati a fine anno e al credito per TEE obiettivo per il rimborso di n. 130.534 (n. 58.340 nel 2017) titoli di efficienza energetica (certificati bianchi) consegnati al GSE nel primo semestre 2018 solitamente incassati entro fine anno. L’incremento degli altri crediti diversi è invece da imputare all’incremento dei crediti verso enti previdenziali relativo al credito INAIL per acconto 2018 versato.

24. DISPONIBILITÀ LIQUIDE E DEPOSITI A BREVE (importi in migliaia di €) 30.06.2018 31.12.2017 DELTA DELTA %

Conto correnti bancari e postali 7.821 28.012 -20.191 -72,08%

Denaro e valori in cassa 17 14 3 22,16%

TOTALE DISPONIBILITÀ LIQUIDE E DEPOSTITI A BREVE

7.838 28.026 -20.188 -72,03%

Sono costituite da depositi bancari e postali e dal denaro disponibile in cassa per minute spese.

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I depositi bancari e postali sono remunerati a tassi variabili e includono gli interessi maturati anche se non ancora accreditati alla fine del periodo in esame. Il decremento della voce rispetto a fine 2017 è da imputare al progressivo trasferimento della liquidità sul conto corrente di cash pooling aperto con la controllante A2A S.p.A. Per maggiori dettagli circa la movimentazione delle disponibilità liquide, si rimanda al rendiconto finanziario.

25. ATTIVITA ’ CESSATE/DESTINATE AD ESSERE VENDUTE Nel periodo corrente e nell’esercizio precedente non sono state rilevate attivtà cessate o destinate ad essere vendute.

26. PATRIMONIO NETTO (importi in migliaia di €) 30.06.2018 31.12.2017

Capitale sociale 189.494 189.494

Altre riserve 20.881 21.480

Utili a nuvo -27.473 -18.215

Risultato del periodo 10.451 -257

Totale patrimonio netto di gruppo 193.353 192.502

Capitale e riserve di terzi 13.712 18.703

Risultato del periodo di terzi 139 -1.066

Totale patrimonio netto di terzi 13.851 17.637

TOTALE PATRIMONIO NETTO 207.204 210.139

Il patrimonio netto al 30 giugno 2018 ammonta a 207.204 migliaia di €, in diminuzione di 2.935 migliaia di € rispetto al 31 dicembre 2017, principalmente a seguito di questi fattori: • Distribuzione dividendi agli azionisti di LGH S.p.A. ed ai soci di LD Reti per la parte relativa ai soci di

minoranza per complessivi - 10.516 migliaia di €; • Variazione area di consolidamento per effetto del recesso del socio di minoranza di LD Reti ASM

Castelleone (3,1% del capitale sociale) come descritto nei paragrafi precedenti e rilevazione del corrispondente debito in conformità ai principi contabili applicati per complessivi 3.470 migliaia di €;

• Rilevazione retrospettica degli effetti derivanti dall’applicazione del nuovo IFRS 9 per complessivi 183 migliaia di €, al netto degli effetti fiscali;

• Movimenti di conto economico complessivo per Benefici ai dipendenti (344 migliaia di €) e derivati di copertura (286 migliaia di €);

• Risultato del periodo per 10.590 migliaia di €.

Per maggiori dettagli si rimanda al prospetto relativo alle movimentazioni del patrimonio netto.

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27. BENEFICI AI DIPENDENTI

(importi in migliaia di €) 31.12.17 Acc.ti Utilizzi Uscita Linea

Com Utili/Perdite

attuariali Altre 30.06.18

Trattamento di fine rapporto 16.741 1.403 (559) (1.369) (255) (871) 15.090

Altri benefici a dipendenti di cui: 3.777 45 -23 -60 28 3.540 Sconto energia 2.451 (23) (16) (205) 27 2.234 Mensilità aggiuntive 1.326 45 (44) (23) 2 1.306

TOTALE BENEFICI AI DIPENDENTI

20.518 1.448 (582) (1.429) (844) 18.630

Gli altri 2 benefici ai dipendenti sono relativi a previsioni del CCNL Elettrico per i dipendenti assunti prima dell’8 luglio 1996: • per il fondo “Sconto Energia” si prevede di concedere una agevolazione tariffaria sui consumi di energia

elettrica ad uso domestico ai lavoratori cessati dal servizio ed ai loro coniugi superstiti. • il fondo mensilità aggiuntive prevede invece di corrispondere una somma pari a 4 o 5 mensilità di

retribuzione (aggiuntive rispetto al trattamento di fine rapporto) nei casi di risoluzione del rapporto di lavoro per raggiungimento di limite di età o di anzianità.

Per la determinazione della passività è stata utilizzata la metodologia denominata Projected Unit Credit Cost (PUC). Sono stati proiettati, sulla base di una serie di ipotesi finanziarie (incremento del costo della vita, incremento retributivo, ecc.), le possibili future prestazioni, che potrebbero essere erogate a favore di ciascun dipendente iscritto al programma nel caso di pensionamento, decesso, invalidità, dimissioni, ecc.). • il tasso di attualizzazione applicato dal Gruppo varia per società in base alla durata media finanziaria

dell’obbligazione. Il tasso di attualizzazione utilizzato è quello corrispondente all’Iboxx Corporate AA; • la curva relativa al tasso di inflazione in forza dell’attuale situazione economica, che presenta una

particolare volatilità della maggioranza degli indicatori economici, è stata modificata così come riportato in tabella. Tale ipotesi è stata desunta dal “Documento di Economia e Finanza 2015 – Aggiornamento Settembre 2015 Sez. II-Tab II.2” emanato dal MEF e da “Le tendenze di medio lungo periodo del sistema pensionistico e socio-sanitario – Rapporto n. 16” pubblicato dalla Ragioneria Generale dello Stato;

• il tasso annuo di incremento salariale applicato esclusivamente per le società con in media meno di 50 dipendenti nel corso del 2006 è stato determinato in base ai dati di riferimento comunicati dalle società del Gruppo;

• il tasso annuo di incremento del TFR, come previsto dall’art. 2120 del Codice Civile, è pari al 75% dell’inflazione più 1,5 punti percentuali;

• le frequenze annue di anticipazione e di turnover sono desunte dalle esperienze storiche del Gruppo e dalle frequenze scaturenti dall’esperienza dell’Attuario su un rilevante numero di aziende analoghe;

• per le basi tecniche demografiche si segnala che: • per il “decesso” sono state utilizzate le tabelle TG62 (Premungas) e RG48 (altri piani); • per l’“inabilità” sono state utilizzate le tavole INPS distinte per età e sesso; • per il “pensionamento” è stato utilizzato il parametro 100% al raggiungimento dei requisiti AGO

(Assicurazione Generale Obbligatoria); • per la “probabilità di lasciare famiglia” è stata utilizzata la tavola nel modello INPS per le proiezioni al

2010;

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• per la “frequenza delle diverse strutture di nuclei superstiti ed età media dei componenti” è stata utilizzata la tavola nel modello INPS per le proiezioni al 2010.

30.06.2018 31.12.2017

Tasso di attualizzazione 1,58% 1,30% Tasso di inflazione annuo 1,5% 1,5% Tasso annuo incremento delle mensilità aggiuntive 1,0% 1,0% Tasso annuo incremento del costo dell'energia elettrica 0,5% 0,5% Tasso annuo incremento salariale 1,0% 1,0% Tasso annuo incremento TFR 2,6% 2,6% Frequenze annue di turnover 2,0% 2,0% Frequenze annue di anticipazioni TFR 2,0% 2,0%

28. FONDI PER RISCHI, ONERI E PASSIVITA’ PER DISCARICHE

(importi in migliaia di €) 31.12.17 Acc.ti Rilasci Utilizzi Uscita

Linea Com altre

variazioni 30.06.18

Fondi Decommissioning 18.611 -349 18.262 Fondi Discariche 32.007 -812 -480 30.715 Fondi Contenziosi fiscali 1.098 -123 -105 870 Fondi Contenziosi legali 6.082 1.394 -15 7.461 Fondi Contenziosi con dipendenti

115 -29 -56 30

Altri Fondi rischi 2.034 102 -20 -115 2.001 TOTALE FONDI RISCHI E ONERI E PASSIVITÀ PER DISCARICHE

59.947 1.496 (152) (1.008) (115) (829) 59.339

• Fondo decommisioning: si riferisce all’iscrizione dei fondi di smantellamento e ripristino dei siti, che

sono iscritti a diretto incremento delle attività cui si riferiscono. Tale ammontare è stato determinato sulla base di apposite perizie predisposte da periti esterni. Nella determinazione dei costi di smantellamento si sono considerati il tipo di attività svolta presso i diversi siti e i costi di una eventuale bonifica dei luoghi in cui sorge l’impianto. Nella stima dei costi si sono consideratii costi di bonifica del terreno, i costi di demolizione e smaltimento degli impianti e dei macchinari, etc.

Non vi sono variazioni sostanziali nel primo semestre 2018. • Fondo post mortem discariche: si riferisce all’iscrizione dei fondi di gestione e ripristino dei siti in cui

viene svolta l’attività di gestione discarica. Tale ammontare è stato determinato sulla base di apposite perizie annuali predisposte da periti esterni. Tale fondo, avendo il Gruppo delle discasriche già in fase di post mortem, viene in corso d’anno, decrementato per i costi sostenuti per le attività sopra descritte.

• Fondo contenziosi fiscali: si riferisce a quanto accantonato per contenziosi con le autorità fiscali, sulla

base della probabilità di soccombenza in tali pratiche. Le movimentazioni del perido fanno interamente riferimento al parziale utilizzo e al contestuale rilascio per la parte eccedente del fondo accantonato da Linea Enregia per il contenzioso ICI con il Comune di Esine a seguito di un raggiunto accordo transattivo.

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• Fondo contenziosi legali: si riferisce a quanto accantonato per contenziosi legali, sulla base della probabilità di soccombenza in tali pratiche. L’accantonamento di periodo così come quasi tutto il fondo fa riferimento a quanto accantonato per far fronte alle obbligazioni complessive scaturite dall’applicazione della Delibera 342/2016 pari 5.459 migliaia di €, comprensivo delle sanzioni previste dalla Deliberazione ARERA del 25 marzo 2018 (di cui oneri 3.939 migliaia di € più sanzioni 1.520 migliaia di €).

• Fondo contenzioso con dipendenti : si riferisce a quanto accantonato per contenziosi con il personale dipendente, sulla base della probabilità di soccombenza in tali pratiche.

• Altri fondi rischi ed oneri: tale voce comprende prevalentemente gli stanziamenti per oneri relativi ai

lavori e alle opere a devoluzione gratuita ancora da realizzare, rischi per canoni richiesti, copertura liquidazione società partecipate e altri contenziosi.

Le altre variazioni fanno sostanzialmente riferimento all’effetto attualizzazione.

29. PASSIVITÀ FINANZIARIE NON CORRENTI (importi in migliaia di €) 30.06.2018 31.12.2017 DELTA DELTA %

Debiti verso banche 28.443 39.967 -11.524 -28,83% Debiti Verso altri finanziatori 2.845 3.277 -432 -13,18% Debiti finanziari v/parti correlate 38.500 42.000 -3.500 -8,33% Leasing finanziario 2.344 2.730 -386 -14,14%

TOTALE PASSIVITÀ FINANZIARIE NON CORRENTI 72.132 87.973 -15.841 -18,01%

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Viene qui di seguito riportato il prospetto di dettaglio dei debiti finanziari attualmente in essere, per la quota scadente oltre 12 mesi: (importi in migliaia di €)

Beneficiario del finanziamento

Concedente Importo

originario Data scadenza Tipologia tasso 30.06.2018 31.12.2017

Linea Group Holding BEI 80.000 30.06.2020 Fisso 0,941% 16.301 24.395 Linea Group Holding BEI Rateo interessi 0 0 Linea Group Holding BEI Costo ammortizzato -96 -171 Linea Energia Unicredit 114.500 30.06.2021 Var.con derivato 10.522 12.990 Linea Energia Unicredit Rateo interessi 0 0 Linea Energia Unicredit Costo ammortizzato -80 -115 Linea Reti e Impianti Intesa S.Paolo 10.000 30.06.2019 Variabile 0 500 LD Reti UBI Banca 13.000 30.12.2020 Var.con derivato 1.796 2.368 Totale debiti vs banche 28.443 39.967 Linea Group Holding Cassa DDPP 5.164 31.12.2022 Fisso 5,25% 1.327 1.499 Linea Group Holding Cassa DDPP 5.216 31.12.2022 Variabile 913 1.043 Linea Group Holding Reg.Lombardia 765 30.06.2022 Infruttifero 121 161 LD Reti Cassa DDPP 620 31.12.2022 Var.con derivato 109 124 Linea Reti e Impianti Reg. Lombardia 375 06.12.2021 Fisso 0,50% 225 225 Linea Reti e Impianti Reg. Lombardia 375 21.06.2021 Fisso 0,50% 150 225 Totale debiti vs altri finanziatori 2.845 3.277 Linea Group Holding A2A 52.500 31.12.2024 Variabile 38.500 42.000 Totale debiti vs parti correlate 38.500 42.000 Linea Group Holding Società di leasing Diverse Variabile 2.344 2.730 Totale debiti per leasing 2.344 2.730 TOTALE PASSIVITA' FINANZIARIE NON CORRENTI 72.132 87.973

Nel corso del 1° semestre 2018 non sono stati erogati nuovi finanziamenti, mentre sono stati rimborsati 15.951 migliaia di € di finanziamenti e leasing in essere. Relativamente ai finanziamenti attualmente in essere, si segnala che: - il prestito obbligazionario prevede, per tutta la durata dello stesso, un insieme di clausole, in linea con la

prassi internazionale, che impongono alcuni divieti, tra i quali quello di contrarre nuovi finanziamenti e distribuire dividendi qualora il rapporto tra Ebitda consolidato e oneri finanziari lordi scenda sotto il valore di 2,50;

- Il finanziamento in essere tra Linea Energia e Unicredit prevede, per l’anno 2018, l’obbligo di far sì che il rapporto tra l’importo in linea capitale del finanziamento erogato e non ancora rimborsato e i mezzi propri (comprensivi dei prestiti soci postergati) sia pari o maggiore a 1,40;

Per quanto riguarda la semestrale chiusa al 30 giugno 2018, tutti i succitati vincoli e covenants risultano rispettati. Qui di seguito è riportato l’elenco di tutti i prestiti e finanziamenti in essere, con il dettaglio temporale delle quote capitale e interessi in scadenza nel prossimo quinquennio.

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30. PASSIVITÀ NON CORRENTI PER STRUMENTI DERIVATI (importi in migliaia di €) 30.06.2018 31.12.2017 DELTA DELTA %

Contratti designati di copertura: 558 945 -387 -40,95% Swap sui tassi di interesse 558 945 -387 -40,95%

Contratti designati non di copertura: -

TOTALE PASSIVITÀ PER STRUMENTI DERIVATI 558 945 -387 -40,95%

La voce in oggetto rappresenta il fair value dell’ultimo contratto derivato su tassi in essere per il gruppo di cui si riportano di seguito le caretteristiche:

DERIVATI DI COPERTURA CONTRO IL RISCHIO TASSI DI INTERESSE

IRS UNICREDIT-LINEA ENERGIA

Data di stipula 15.02.2013

Data di decorrenza 29.11.2013

Data di scadenza 31.05.2021

Periodicità rate Semestrale

Valore nozionale iniziale 33.706 migliaia di €

Valore nozionale residuo al 30.06.2018 15.330 migliaia di €

Tasso interesse fisso (società) da 1,05% a 1,85%

Tasso interesse variabile (banca) Euribor 6m/360

MARK TO MARKET -558

31. ALTRE PASSIVITÀ NON CORRENTI

(importi in migliaia di €) 30.06.2018 31.12.2017 DELTA DELTA %

Depositi cauzionali servizi utenze 9.114 9.169 -55 -0,60% Risc.passivi pluriennali 295 643 -348 -54,12% Altre passività non correnti 10 0 10 n.a. TOTALE ALTRE PASSIVITÀ NON CORRENTI E STRUMENTI DERIVATI

9.419 9.812 -393 -4,01%

capitale interessi* capitale interessi* capitale interessi* capitale interessi* capitale interessi* capitale interessi*LGH - BEI 16.149 268 16.302 115

LGH - BEI (rateo passivo) 0

LGH - BEI (costo ammortizzato) -96 -96

LD Reti (ex ASM Pavia) - UBI 1.132 9 1.184 7 612 2

Linea Energia (ex Sageter) - Unicredit 4.806 147 5.103 110 5.420 61

Linea Energia (ex Sageter) - rateo passivo 13

Linea Energia (ex Sageter) - costo ammortizzato -42 -42 -39

Linea Reti Impianti ex Steam - Intesa (ex BIIS) 1.000 3

Società diverse - Conti correnti bancari passivi 1

Totale banche 22.963 427 22.451 232 5.993 63 0 0 0 0 0 0LGH (ex AEM Spa) - Regione Lombardia 40 40 40 40

LGH (ex AEM Spa) - Cassa DDPP (fisso) 337 83 355 65 374 46 394 26 205 5

LGH (ex AEM Spa) - Cassa DDPP (variabile) 261 0 261 0 261 1 261 2 130 0

LD Reti (ex ASM Pavia) - Cassa DDPP 31 0 31 0 31 0 31 0 16 0

Linea Reti e Impianti (ex SCCA) - Regione Lombardia 75 2 75 1 75 1 75 0

Linea Reti e Impianti (ex SCCA) - Reg. Lombardia - rateo pass. 1

Linea Reti Impianti ex Steam - Regione Lombardia 75 2 75 1 75 1

Società diverse - Ifitalia & Eurofactor 0 0

Linea Ambiente - ex soci 32

Totale altri finanziatori 852 87 837 67 856 49 801 28 351 5 0 0LGH - A2A (prestito soci) 7.000 674 7.000 568 7.000 529 7.000 476 7.000 375 10.500 281

LGH - A2A (rateo interessi) 0

Totale control lanti 7.000 674 7.000 568 7.000 529 7.000 476 7.000 375 10.500 281Società diverse - Leasing finanziari 924 138 628 111 465 85 412 62 329 39 510 215

Totale leasing 924 138 628 111 465 85 412 62 329 39 510 215LGH - Eurobond scadenza novembre 2018 299.500 11.606 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

LGH - Eurobond (rateo passivo) 6.804

LGH - Eurobond (costo ammortizzato) -536

Totale Bond 305.768 11.606 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Totale debiti finanziari gruppo LGH 337.507 12.932 30.916 978 14.314 726 8.213 566 7.680 419 11.010 496

>5 anniPROFILO ESTINZIONE DEBITI FINANZIARI

< 1 anno >1 e <2 anni >2 e <3 anni >3 e <4 anni >4 e <5 anni

95

I depositi cauzionali sono relativi ai depositi versati dai clienti per l’attivazione delle utenze di fornitura dell’energia elettrica e del gas. I risconti passivi pluriennali sono costituiti in buona parte dai risconti della fatturazione attiva per competenze pluriennali. Il decremento si riferisce sostanzialmente (176 migliaia di € al 31.12.2017) all’uscita di Linea Com dal perimetro di consolidamento e quindi al venir meno dei risconti relativi ai ricavi delle licenze IRU incassate da Linea Com dagli altri operatori di rete.

32. PASSIVITA’ FINANZIARIE CORRENTI (importi in migliaia di €) 30.06.2018 31.12.2017 DELTA DELTA %

Obbligazioni convertibili 305.768 299.491 6.277 2,10%

Debiti verso banche 22.964 22.833 131 0,57%

Debiti verso altri finanziatori 852 1.707 - 855 -50,07%

Conto corrente di cash pooling vs A2A S.p.A 7.007 7.007 - 0,00%

Leasing finanziario 924 960 - 36 -3,80%

TOTALE PASSIVITÀ FINANZIARIE CORRENTI 337.515 331.998 5.517 1,66%

Viene qui di seguito riportato il prospetto di dettaglio dei debiti finanziari attualmente in essere, per la quota scadente entro 12 mesi: (importi in migliaia di €)

Beneficiario del finanziamento

Concedente Importo

originario Data

scadenza Tipologia tasso 30.06.2018 31.12.2017

Linea Group Holding Invest.istituzionali 300.000 28.11.2018 Fisso 3,875% 299.500 299.500 Linea Group Holding Invest.istituzionali Rateo interessi 6.804 1.049 Linea Group Holding Invest.istituzionali Costo ammortizzato -536 -1.058 Totale prestiti obbligazionari 305.768 299.491 Linea Group Holding BEI 80.000 30.06.2020 Fisso 0,941% 16.149 16.074 Linea Group Holding BEI Rateo interessi 0 0 Linea Group Holding BEI Costo ammortizzato -96 -114 Linea Energia Unicredit 114.500 30.06.2021 Var.con derivato 4.806 4.681 Linea Energia Unicredit Rateo interessi 13 16 Linea Energia Unicredit Costo ammortizzato -42 -47 Linea Reti e Impianti Intesa S.Paolo 10.000 30.06.2019 Variabile 1.000 1.000 LD Reti UBI Banca 13.000 30.12.2020 Var.con derivato 1.132 1.107 Diversi Diversi Scoperti c/c A revoca Variabile 2 116 Totale debiti vs banche 22.964 22.833 Linea Group Holding Cassa DDPP 5.164 31.12.2022 Fisso 5,25% 338 329 Linea Group Holding Cassa DDPP 5.216 31.12.2022 Variabile 261 261 Linea Group Holding Reg.Lombardia 765 30.06.2022 Infruttifero 40 40 LD Reti Cassa DDPP 620 31.12.2022 Var.con derivato 31 31 Linea Reti e Impianti Regione Lombardia 375 06.12.2021 Fisso 0,50% 75 75 Linea Reti e Impianti Regione Lombardia 375 21.06.2021 Fisso 0,50% 75 75 Diversi Ifitalia & Eurofactor factoring 30.04.2017 Variabile 0 864 Linea Ambiente Ex soci 32 31.12.2017 Infruttifero 32 32 Totale debiti vs altri finanziatori 852 1.707 Linea Group Holding A2A 52.500 31.12.2024 Variabile 7.000 7.000 Linea Group Holding A2A Rateo interessi 7 7 Totale debiti vs parti correlate 7.007 7.007 Diversi Società di leasing diverse Variabile 924 960

Totale debiti per leasing 924 960 TOTALE PASSIVITA' FINANZIARIE CORRENTI 337.515 331.998

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I debiti verso banche esigibili entro l’esercizio successivo si riferiscono sia a scoperti di conto corrente (1 migliaio di €), che alle quote dei finanziamenti a medio e lungo termine in scadenza entro il 30 giugno 2019. Si ricorda che all’interno del gruppo è attivo un sistema di “cash pooling zero balance”, in base al quale i conti correnti bancari accesi presso le società controllate direttamente da LGH vengono giornalmente azzerati e il relativo saldo viene portato sui conti correnti “master” della stessa LGH. Inoltre da fine novembre 2017 è attivo anche un c/c di cash pooling anche tra LGH e la sua controllante A2A. In questo modo è possibile ottimizzare i flussi finanziari del gruppo A2A - LGH, contenendo il ricorso al sistema creditizio. A fine giugno 2018 il saldo del c/c di cash pooling con A2A era positivo per 81.922 migliaia di €.

33. DEBITI COMMERCIALI (importi in migliaia di €) 30.06.2018 31.12.2017 DELTA DELTA %

Acconti e anticipi a fornitori 58 122 - 64 -52,46%

Debiti commerciali 146.091 126.231 19.860 15,73%

Totale debiti commerciali 146.149 126.353 19.796 15,67%

L’incremento dei debiti commerciali è dovuto in primo luogo al debito pari a 41.472 migliaia di € rispetto a 12.395 migliaia di € nel corrispondente periodo dell’esercizio precedente per l’approvvigionamento dei TEE che LD Reti ha dovuto consegnare al GSE sulla base degli obblighi di legge come meglio descritto nei paragrafi precedenti. La variazione è, inoltre, determinata dal diverso periodo di raffronto in conseguenza della stagionalità degli acquisti, delle fatturazioni annuali da parte dei fornitori e delle consegne.

34. DEBITI PER IMPOSTE CORRENTI (importi in migliaia di €) 30.06.2018 31.12.2017 DELTA DELTA %

Erario c/IRES 1.660 - 1.660 n.a.

Erario c/IRAP 831 72 759 n.s.

Totale debiti per imposte correnti 2.491 72 2.419 n.s.

A seguito della rilevazione delle imposte di periodo il saldo precedentemente a credito ha assunto segno negativo al 30.06.2018.

35. PASSIVITÀ CORRENTI PER STRUMENTI DERIVATI (importi in migliaia di €) 30.06.2018 31.12.2017 DELTA DELTA %

Contratti designati di copertura: -

Contratti designati non di copertura: 2.737 1.052 1.685 160,17% Swap su prezzi delle commodities 2.737 1.052 1.685 160,17%

TOTALE PASSIVITÀ PER STRUMENTI DERIVATI 2.737 1.052 1.685 160,17%

La voce in oggetto rappresenta il fair value negativo dei contratti derivati sui prezzi del gas e dell’energia stipulati da Linea Più. I contratti classificati di copertura sono stipulati con l’obiettivo di coprire i rischi sulla variazione del prezzo d’acquisto di una parte di volumi di gas in relazione a corrispondenti volumi di vendita effettuati dalla Società a prezzo fisso. Per quanto concerne i contratti derivati non di copertura si tratta di Future e Forward sul prezzo dell’energia elettrica e del gas stipulati in anni precedenti da Linea Più nell’ambito della sua attività di Trading e non ancora

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giunti a scadenza. Ricordiamo infatti che dall’esercizio in corso l’attività di trading viene svolta direttamente dalle preposte strutture del Gruppo A2A. L’impatto a conto economico è positivo per 29 migliaia di € (negativo per 354 migliaia di € nel 2017).

36. ALTRE PASSIVITÀ CORRENTI (importi in migliaia di €) 30.06.2018 31.12.2017 DELTA DELTA %

Debiti verso istituti previdenziali 1.654 3.035 -1.381 -45,50%

Debiti verso dipendenti 7.659 5.284 2.375 44,95%

Debiti verso cassa conguagli 4.984 4.055 929 22,91%

Accise e addizionali 14.960 14.960 100,00%

Erario c/IVA e altri debiti tributari 15.661 13.672 1.989 14,55%

Debiti diversi 23.973 12.062 11.911 98,75%

Ratei e risconti passivi annuali 1.371 1.562 -191 -12,23%

TOTALE ALTRE PASSIVITÀ CORRENTI 70.262 39.670 30.592 77,12%

La variazione del saldo è dovuta alla diversa stagionalità nei due periodi di confronto con particolare riferimento ai debiti per IVA e tributari per accise, oltre alla rilevazione del debito per effetto del recesso del socio di minoranza di LD Reti ASM Castelleone (3,1% del capitale sociale) come descritto nei paragrafi precedenti e rilevazione del corrispondente debito, in conformità ai principi contabili applicati, per complessivi 3.470 migliaia di € pari alla corrispondente quota di patrimonio netto della società, che approssima il valore effettivo della quota. I debiti diversi comprendono, inoltre, debiti per dividendi non ancora erogati per 8.562 migliaia di €. I ratei e i risconti passivi sono stati stanziati per il rispetto del principio della competenza temporale e derivano prevalentemente dai flussi di bollettazione.

37. PASSIVITÀ CORRELATE AD ATTIVITA’ CESSATE O DESTINATE AD ESSERE VENDUTE Nel periodo corrente e nell’esercizio precedente non sono state rilevate attivtà cessate o destinate ad essere vendute, di conseguenza non si rilevano passività ad esse associate.

GARANZIE E IMPEGNI CON I TERZI Qui di seguito viene riportato un prospetto riepilogativo delle garanzie e degli impegni che il Gruppo LGH ha in essere al 30/06/2018 verso terzi, in aggiunta ai debiti e alle passività già esposte nella semestrale consolidata: (importi in migliaia di €) 30.06.2018 31.12.2017

Co-obbligo su fidejussione per rimborso crediti IVA Blugas Infrastrutture 664 664

Fidejussioni rilasciate per Affidamenti Sinit 11.733 12.376

98

NOTE SUI RAPPORTI CON LE PARTI CORRELATE Nella seguente tabella vengono elencati i dati relativi ai principali rapporti del Gruppo con le parti correlate durante il primo semestre del 2018: (importi in migliaia di €)

CONTO

ECONOMICO Collegate

Gruppo A2A Comune di Crema e

controllate

Comune di Cremona e controllate

Comune di Lodi e

controllate

Comune di Rovato e

controllate

Comune di Pavia e

controllate Altro Totale Controllante

A2A Imprese correlate

(inporti in migliaia di euro)

RICAVI 122 3.671 2.537 5.668 3.917 4.575 203 1.991 44.663

RICAVI DELLE VENDITE E DELLE PRESTAZIONI

110 21.944 3.615 2.418 5.636 3.764 4.533 203 1.964 44.187

ALTRI RICAVI OPERATIVI

12 37 56 119 31 153 41 0 26 476

COSTI OPERATIVI

4 46.087 980 932 244 400 110 65 110.946

COSTI PER MATERIE PRIME E SERVIZI

4 62.051 45.997 852 57 15 182 45 58 109.261

ALTRI COSTI OPERATIVI

- 74 90 127 874 228 219 65 7 1.685

COSTI PER IL PERSONALE

- - - - - - - - - -

GESTIONE FINANZIARIA

296 369 1.023 0 19 5 27 0 - 1.001

PROVENTI FINANZIARI

- 5 479 0 19 5 27 0 - 535

ONERI FINANZIARI

- 374 - - - - - - - 374

QUOTA DEI PROVENTI E DEGLI ONERI DERIVANTI DALLA VALUTAZIONE AD EQUITY

296 544 840

99

SITUAZIONE PATRIMONIALE E FINANZIARIA

Collegate

Gruppo A2A Comune di Crema

e controllate

Comune di

Cremona e

controllate

Comune di Lodi e

controllate

Comune di Rovato

e controllate

Comune di Pavia e controllate

Altro Totale Controllante A2A

Imprese correlate

(inporti in migliaia di euro)

TOTALE ATTIVO DI CUI:

3.356 8.271 89.730 821 7.438 3.547 7.522 177 1.819 122.682

PARTECIPAZIONI 2.911 - - - - - - - - 2.911

ATTIVITA' FINANZIARIE NON CORRENTI

- - 5.365 - 3.155 1.091 1.432 - - 11.042

CREDITI COMMERCIALI

113 7.560 2.443 821 3.439 2.237 4.901 177 1.819 23.510

ATTIVITA' FINANZIARIE CORRENTI

50 - 81.922 - 673 209 1.190 - - 84.043

ALTRE ATTIVITA' CORRENTI E STRUMENTI DERIVATI

281 712 172 10 1.175

TOTALE PASSIVITA' DI CUI:

5 62.025 44.863 2.138 2.634 435 936 1.102 6.034 120.171

PASSIVITA' FINANZIARIE NON CORRENTI

38.500 38.500

PASSIVITA' FINANZIARIE CORRENTI

- 7.007 - - - - - - - 7.007

DEBITI COMMERCIALI

5 10.070 44.665 1.697 1.017 435 933 228 2.031 61.080

ALTRE PASSIVITA' CORRENTI

- 6.448 198 441 1.618 - 3 874 4.003 13.584

I rapporti intrattenuti dal Gruppo con il Gruppo A2A (imprese correlate) e con le altre parti correlate sono prevalentemente di carattere commerciale, definiti e regolati sulla base di singoli rapporti contrattuali che fissano le condizioni per lo svolgimento dei servizi da parte di ogni singola azienda del Gruppo.

TERMINI E CONDIZIONI DELLE TRANSAZIONI TRA PARTI CORRELATE Le vendite tra parti correlate sono effettuate al prezzo e alle condizioni di mercato. I saldi in essere a fine esercizio non sono assistiti da garanzie, non generano interessi ad eccezione di quelli relativi ai piani di rientro sottoscritto con la società AEM Spa e Cogeme Spa e a quelli relativi al nuovo conto corrente di cash pooling aperto con la controllante A2A S.p.A.

100

ALTRE INFORMAZIONI

INFORMAZIONI RELATIVE ALLE AZIONI PROPRIE Al 30 giugno 2018 il Gruppo non detiene azioni proprie né sono detenute azioni proprie per il tramite di società controllate, società finanziarie o per interposta persona.

INFORMAZIONI RELATIVE ALLE ATTIVITÀ NON CORRENTI POSSEDUTE PER LA VENDITA E

ALLE ATTIVITÀ OPERATIVE CESSATE (IFRS 5) Al 30 giugno 2018 così come al 31 dicembre 2017 il Gruppo non detiene asset classificati secondo l’IFRS 5.

CRITERI APPLICATI NELLA VALUTAZIONE IN BILANCIO DEGL I STRUMENTI FINANZIARI

Criteri applicati nella valutazione in bilancio degli strumenti finanziari

(Importi in migliaia di €)

Strumenti finanziari valutati a fair value con

variazioni di quest'ultimo iscritte a:

Strumenti finanz.valutati al costo amm.to

Partecip. / Titoli

convertibili in partecip. non

quotate valutate al

costo

Valore di bilancio

Fair value al

2018 (*) Tipologia di strumenti

finanziari CE PN

(1) (2) (3) (4) (5)

ATTIVITA'

Partecipazioni non quotate 9.908 9.908 n.d. Altre attività finanziarie non correnti

15.660 15.660 15.660

Altre attività non correnti 1.547 1.547 1.547 Crediti commerciali 129.430 129.430 129.430 Altre attività correnti 2.767 51.178 53.945 53.945 Attività finanziarie correnti 86.643 86.643 86.643 Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

7.838 7.838 7.838

PASSIVITA'

Obbligazioni non correnti e correnti

305.768 305.768 305.768

Altre passività finanziarie non correnti e correnti

103.880 103.880 103.880

Altre passività non correnti 558 9.419 9.977 9.977 Debiti commerciali 146.149 146.149 146.149 Altre passività correnti 2.737 70.262 72.999 72.999

(*) Per crediti e debiti non relativi a contratti derivati e finanziamenti non è stato calcolato il fair value in quanto il corrispondente valore di carico nella sostanza approssima allo stesso (a) Costo ammortizzato + fair value risk hedge come meglio specificato alla nota 23) Passività finanziarie correnti (1) Attività e passività finanziarie valutate a fair value con iscrizione delle variazioni di fair value a conto economico (2) Derivati di copertura (Cash Flow Hedge)

101

(3) Attività finanziarie disponibili per la vendita valutate al fair value con utili/perdite iscritti a patrimonio netto (4) Loans & receivables e passività finanziarie valutate al costo ammortizzato (5) Attività finanziarie disponibili per la vendita costituite da partecipazioni non quotate per cui il fair value non è misurabile in modo attendibile, sono valutate al costo eventualmente ridotto per perdite di valore

CLASSI DI STRUMENTI FINANZIARI In ottemperanza a quanto disposto dagli IFRS 13 e IFRS 7 si riporta di seguito il dettaglio della gerarchia della valutazione del fair value per le attività e passività del Gruppo:


Livello 1 Livello 2 Livello 3 Livello 1 Livello 2 Livello 3

Attività non correnti

Attività correnti

Swap su prezzi commodities 2.767 1.120

Totale attività 2.767 0 0 1.120 0 0 Passività non correnti

Swap su tassi interesse 558 945

Passività correnti

Swap su prezzi commodities 2.737 1.053

Totale passività 2.737 558 0 1.053 945 0

COMPENSI CARICHE SOCIALI Di seguito si evidenziano i compensi erogati ad amministratori, sindaci e società di revisione della capogruppo e delle società controllate di competenza del periodo rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente: (Importi in migliaia di €) 30.06.2018 30.06.2017

Organo sociale Importo erogato dalla capogruppo

Importo erogato dalle altre società del Gruppo

Importo erogato dalla capogruppo

Importo erogato dalle altre società del Gruppo

Amministratori 106 85 110 142 Sindaci 33 114 50 130 Società di revisione 36 116 23 130 Società di revisione per altri incarichi

3 14

Totale 175 329 186 416

102

AMMINISTRATORE DELEGATO Massimiliano Spiridione Masi

CONSIGLIERI Maria Ester Benigni

Lorenzo Giorgio Giussani

Fulvio Roncari

Emilia Rio

Rita Daniela Giupponi

Dino Martinazzoli

Salvatore Nupieri

Massimo Maria Mustarelli

Fiorella Lazzari

Matteo Neri

RELAZIONE FINANZIARIASEMESTRAL E AL 30 GIUGNO · 2019. 9. 19. · della società Linea Com S.r.l....

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