Resoconto intermedio 2012...Resoconto intermedio di gestione – 30 settembre 2012 5 Il Gruppo A2A...

Resoconto intermediodi gestioneal 30 settembre 2012

2012

0.1 Indicatori di performance e informazionisocietarie

5 Il Gruppo A2A al 30 settembre 2012

6 Highlights Finanziari

8 A2A S.p.A. in Borsa

11 Organi sociali

13 Eventi di rilievo del periodo

24 Sintesi economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo A2A

31 Eventi di rilievo del Gruppo successivi al 30 settembre 2012

0.2 Prospetti contabili consolidati 34 Situazione patrimoniale-finanziaria consolidata

36 Conto economico consolidato

38 Conto economico complessivo consolidato

39 Rendiconto finanziario consolidato

40 Prospetto delle variazioni dei conti di Patrimonio netto consolidato

0.3Note illustrative al Resoconto intermedio digestione

43 Informazioni di carattere generale su A2A S.p.A.

44 Il Resoconto intermedio di gestione

45 Schemi di bilancio

46 Criteri di redazione

47 Variazioni di principi contabili

55 Area di consolidamento

56 Criteri e procedure di consolidamento

67 Stagionalità dell’attività

68 Gruppo A2A – Aree di attività

Indice

Resoconto intermedio di gestione – 30 settembre 2012

1

69 Aree geografiche di attività

70 Risultati per settore di attività

74 Note illustrative alle voci della Situazione patrimoniale-finanziaria

94 Indebitamento finanziario netto

95 Note illustrative alle voci di Conto economico

104 Utile per azione

105 Operazioni significative non ricorrenti e atipiche e/o inusuali

106 Garanzie ed impegni con i terzi

107 Altre informazioni

0.4Allegati alle Note illustrative al Resocontointermedio di gestione

150 1. Elenco delle imprese incluse nel bilancio consolidato

152 2. Elenco delle partecipazioni in società valutate col metodo del Patrimonio

netto

154 3. Elenco delle imprese incluse nel bilancio consolidato del Gruppo Ecodeco

156 4. Elenco delle attività finanziarie disponibili per la vendita

0.5 Relazione intermedia sulla gestione 159 Risultati per settore di attività

161 Quadro macroeconomico

165 Andamento mercato energetico

169 Filiera Energia

187 Filiera Calore e Servizi

192 Filiera Ambiente

198 Filiera Reti

217 Altri Servizi e Corporate

219 Evoluzione prevedibile della gestione

220 Rischi e incertezze

0.6 Dichiarazione del Dirigente preposto 246 Dichiarazione del Dirigente preposto


Indice

2

0.1Indicatori diperformance einformazionisocietarie


5

Il Gruppo A2A al 30 settembre 2012

(1) A2A S.p.A. detiene direttamente il 20% della partecipazione della societàEdipower.

(2) Di cui lo 0,38% detenuta tramite A2A Reti Gas.(3) Si segnala l’esistenza di opzioni put aventi ad oggetto una ulteriore quota del capi-

tale sociale delle società.

Nel presente prospetto sono evidenziate le partecipazioni di maggior rilievo del GruppoA2A. Si rinvia agli allegati 1, 2, 3 e 4 per il dettaglio completo delle partecipazioni.

Aree di attività

Energia

Calore e Servizi

Ambiente

Reti

Altre Società

A2A Spa

51,00%Delmi (3)

70,00%Edipower

20,00%Edipower (1)

100,00%AspemEnergia

100,00%A2A Trading

70,00%A2A Alfa

50,00%Premiumgas

70,00%Plurigas

100,00%Abruzzoenergia

50,00%Ergosud

50,00%Metamer

100,00%A2A Energia

33,33%Lumenergia

43,70%EPCG

39,49%Rudnik Uglja ad Pljevlja

100,00%A2A Calore &Servizi

60,00%Proaris

100,00%Amsa

100,00%Ecodeco

99,99%Aprica

100,00%PartenopeAmbiente

100,00%A2A Reti Elettriche

100,00%A2A Ciclo Idrico

90,00%Aspem (3)

100,00%A2A Reti Gas

100,00%A2A Servizi alladistribuzione

91,60%Retragas

74,50%Camuna Energia

49,15%ASVT (2)

100,00%Selene

100,00%A2A Logistica

25,73%Metroweb

21,94%ACSM-AGAM

7,91%Dolomiti Energia

Ricavi 4.917milioni di euro

Margine Operativo Lordo 776milioni di euro

Utile netto 169milioni di euro

Dati economici 01 01 2012 01 01 2011 3° trim. 3° trim.Milioni di euro 30 09 2012 30 09 2011 2012 2011

Ricavi 4.917 4.305 1.627 1.294

Costi operativi (3.705) (3.250) (1.188) (986)

Costi per il personale (436) (407) (147) (125)

Margine operativo lordo 776 648 292 183

Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni (371) (378) (167) (132)

Risultato operativo netto 405 270 125 51

Gestione finanziaria (151) (87) (71) (37)

Altri proventi non operativi 1 1 1 –

Altri costi non operativi (1) (6) (1) (1)

Utile al lordo delle imposte 254 178 54 13

Oneri per imposte sui redditi (125) (94) (34) (21)

Risultato netto da attività non correnti cedute e destinate alla vendita 43 (3) 30 (15)

Risultato di terzi (3) 33 3 17

Utile netto del periodo di pertinenza del Gruppo 169 114 53 (6)

Margine operativo lordo / Ricavi 15,8% 15,1% 17,9% 14,1%

(1) I dati valgono quali indicatori di performance come richiesto dal CESRN/05/178/B.

Highlights Finanziari (1)


6

Dati patrimoniali 30 09 2012 31 12 2011Milioni di euro

Capitale investito netto 8.226 7.614

Patrimonio netto del Gruppo e di terzi 3.646 3.593

Posizione finanziaria netta consolidata (4.580) (4.021)

Posizione finanziaria netta consolidata/Patrimonio netto del Gruppo e di terzi 1,26 1,12

Posizione finanziaria netta consolidata/Market Cap medio 2,73 1,31

Dati finanziari 01 01 2012 01 01 2011Milioni di euro 30 09 2012 30 09 2011

Flussi finanziari netti da attività operativa 657 278

Flussi finanziari netti impiegati nell’attività di investimento (192) (117)

Free cash flow 465 161

Dati societari di A2A S.p.A. 30 09 2012 31 12 2011

Capitale Sociale (euro) 1.629.110.744 1.629.110.744

Numero azioni ordinarie (valore nominale 0,52 euro) 3.132.905.277 3.132.905.277

Numero azioni proprie (valore nominale 0,52 euro) 26.917.609 26.917.609

Indicatori significativi 30 09 2012 30 09 2011

Media Euribor a sei mesi 0,982% 1,612%

Prezzo medio del greggio Brent (USD/bbl) 112,21 111,46

Cambio medio euro/USD (*) 1,28 1,41

Prezzo medio del greggio Brent (euro/bbl) 87,47 79,20

Prezzo medio del carbone (euro/tonn) 73,07 88,15

(*) Fonte: Banca d’Italia


Highlights Finanziari

7

A2A e dati azionari

Capitalizzazione al 30 settembre 2012 (milioni di euro) 1.206

Capitalizzazione media dei primi nove mesi 2012 (milioni di euro) 1.675

Volumi medi dei primi nove mesi 2012 22.789.351

Prezzo medio dei primi nove mesi 2012 (*) 0,535

Prezzo massimo dei primi nove mesi 2012 (*) 0,793

Prezzo minimo dei primi nove mesi 2012 (*) 0,289

Numero di azioni 3.132.905.277

(*) euro per azioneFonte: Bloomberg

Il 21 giugno 2012 A2A S.p.A. ha distribuito un dividendo pari a 0,013 euro per azione.

Principali indici in cui è presente il titolo A2A

FTSE MIB

STOXX Europe

EUROSTOXX

DJ Italy Titans 30

WisdomTree

S&P Developed Ex-US

Indici etici

ECPI Ethical Index EMU

Axia Sustainable Index

Solactive Climate Change Index

FTSE ECPI Italia SRI Benchmark

Fonte: Bloomberg

A2A S.p.A. in Borsa


8

Azionariato (*)

(*) Quote superiori al 2% (aggiornato al 30 settembre 2012)Fonte: CONSOB

Rating

Attuale

Ratingmedio/lungo termine BBB

Standard & Poor’s Rating breve termine A–2

Outlook Negativo

Moody’s Ratingmedio/lungo termine Baa2 (in revisione

per downgrade)

Outlook Negativo

Fonti: agenzie di rating


A2A S.p.A. in Borsa

9

A2A nei primi nove mesi del 2012

A2A vs FTSE MIB

Fonte: Bloomberg


A2A S.p.A. in Borsa

10

CONSIGLIO DI SORVEGLIANZA

PRESIDENTEPippo Ranci Ortigosa

VICE PRESIDENTEFausto Di Mezza

CONSIGLIERIMarco BagaAlessandro BerdiniMarina BrogiMichaela CastelliMario CocchiMarco ManzoliEnrico Giorgio MattinzoliMarco MiccinesiAndrea MinaStefano PareglioMassimo PeronaNorberto RosiniAngelo Teodoro Zanotti

CONSIGLIO DI GESTIONE

PRESIDENTEGraziano Tarantini

VICE PRESIDENTEFrancesco Silva

CONSIGLIERI Giambattista BrivioStefano CaoBruno CapariniMaria Elena CappelloRenato RavanelliPaolo Rossetti

Organi sociali


11

DIRETTORI GENERALI

AREA CORPORATE E MERCATORenato Ravanelli

AREA TECNICO - OPERATIVAPaolo Rossetti


Organi sociali

12


A2A S.p.A. confermata nell’indice etico ECPI Ethical EMU Equity

ECPI ha confermato l’inclusione di A2A S.p.A. nell’indice ECPI Ethical EMU Equity, in base alla

valutazione condotta alla fine dello scorso anno. L’indice seleziona e valuta, attraverso una

metodologia di screening, le prime 150 compagnie quotate nel mercato EMU (Economic and

Monetary Union). Le aziende vengono selezionate tra quelle ad elevata capitalizzazione e con

i migliori requisiti in termini di sostenibilità, attraverso una metodologia basata su una serie di

indicatori che prendono in considerazione tematiche di carattere ambientale, sociale e di cor-

porate governance. A2A S.p.A. è presente nell’indice dal 2008.

A2A S.p.A.: dalla BEI finanziamento per 95 milioni di euro per lo svilup-po del teleriscaldamento

In data 13 gennaio 2012 A2A S.p.A. ha sottoscritto con la Banca Europea per gli Investimenti

(BEI) un contratto di finanziamento da 95 milioni di euro finalizzato alla realizzazione di pro-

getti per lo sviluppo delle reti di teleriscaldamento nell’area metropolitana milanese (in parti-

colare nei comuni di Milano, Novate Milanese e Sesto San Giovanni). I progetti hanno l’obietti-

vo di massimizzare il contributo di calore generato dai termovalorizzatori e dagli impianti di

cogenerazione già esistenti e di aumentare la produzione di calore da fonti rinnovabili del

Gruppo A2A. La Banca Europea per gli Investimenti ha valutato positivamente, secondo i pro-

pri canoni di finanziamento, il piano di investimenti che il Gruppo A2A prevede di effettuare

nel quinquennio 2011-2015 per l’ottimizzazione e l’espansione della rete di teleriscaldamento e

della capacità termica.

Per la BEI i progetti sono in linea con i criteri di finanziamento nel settore dell’energia in quanto

ottimizzeranno il mixdi produzione di calore e ridurranno il consumo di combustibili di origine

fossile, contribuendo così al raggiungimento degli obiettivi posti dall’Unione Europea. Il finan-

ziamento, della durata di 15 anni, consente inoltre ad A2A S.p.A. di allungare la durata media del

debito e di diversificarne le fonti.

Eventi di rilievo del periodo

13



A2A S.p.A: nomina Presidente e Componente Consiglio di Gestione

In data 17 febbraio 2012 il Consiglio di Sorveglianza di A2A S.p.A. si è riunito sotto la presidenza

dell’Avv. Graziano Tarantini e ha provveduto, ai sensi dello Statuto, a nominare il Prof. Carlo

Secchi componente del Consiglio di Gestione di A2A S.p.A..

Il Consiglio di Sorveglianza ha provveduto, inoltre, a nominare il consigliere di gestione Dott.

Giuseppe Sala Presidente del Consiglio di Gestione di A2A S.p.A.. Il Consiglio di gestione, così

integrato, è rimasto in carica sino alla prima riunione del Consiglio di Sorveglianza successiva

al suo rinnovo avvenuto con l’Assemblea del 29 maggio 2012.

A2A S.p.A.: cessione della partecipazione detenuta in e-Utile S.p.A.

A2A S.p.A. ha ceduto il 49% della società e-Utile S.p.A. a Atos, società internazionale operante

nel settore dei servizi Information Technology. Atos ha di recente acquisito il restante 51% di e-

Utile S.p.A. da Siemens IT Solutions and Services.

e-Utile S.p.A. fornisce servizi Information Technology sia alle società del Gruppo A2A che al

libero mercato. A2A S.p.A. ha incassato circa 10,3 milioni di euro dalla alienazione, conseguen-

do una plusvalenza consolidata di oltre 8 milioni di euro. Il Gruppo A2A in questo modo prose-

gue nel processo di razionalizzazione del proprio portafoglio di partecipazioni e di focalizza-

zione sul core business del Gruppo.

Gruppo Ecodeco: inaugurato in Spagna un nuovo impianto per il tratta-mento dei rifiuti

In data 11 aprile 2012 è stato inaugurato a Cervera del Maestre, provincia di Castellón della

Comunidad Valenciana (Spagna), un nuovo impianto per il trattamento meccanico-biologico

dei rifiuti solidi urbani che utilizza il processo Biocubi brevettato da Ecodeco S.r.l..

L’impianto, che accoglierà la frazione residua della raccolta differenziata dei rifiuti solidi urba-

ni prodotti da 49 comuni dell’area nord della provincia di Castellón, ha una capacità di tratta-

mento pari a 130.000 tonnellate l’anno ed è stato realizzato da un consorzio di imprese (UTE)

costituito da Teconma, Azahar ed Ecodeco S.r.l.. Oltre a fornire la tecnologia, la società del

Gruppo A2A ha anche provveduto direttamente alla realizzazione della parte elettromeccani-

ca del trattamento rifiuti.

Il processo industriale dell’impianto prevede che il materiale bioessicato, dopo il recupero dei

materiali riciclabili, quali metalli, plastica e carta, venga pressato e poi inviato alla discarica di

servizio, realizzata e gestita dallo stesso consorzio di imprese. Il valore complessivo dell’inve-

stimento è di circa 40 milioni di euro. Ecodeco S.r.l., che ha partecipato con una quota pari al

30%, oltre al corrispettivo per i lavori effettuati, riceverà royalties per 20 anni.

14



Il Consiglio di Sorveglianza di A2A S.p.A. approva il Bilancio 2011

In data 26 aprile 2012, sotto la presidenza dell’Avv. Graziano Tarantini, si è riunito il Consiglio di

Sorveglianza che ha approvato il Bilancio separato e la Relazione finanziaria annuale consolida-

ta del Gruppo A2A al 31 dicembre 2011. Il Consiglio di Sorveglianza ha approvato, inoltre, la pro-

posta del Consiglio di Gestione di sottoporre all’Assemblea degli azionisti il pagamento di un

dividendo per azione ordinaria pari a 0,013 euro da mettere in pagamento dal 21 giugno 2012

(data stacco cedola 18 giugno 2012).

Perfezionata l’operazione Edison/Edipower

In data 30 gennaio 2012, il Comitato Soci, l’Assemblea e il Consiglio di Amministrazione di

Delmi S.p.A. hanno approvato all’unanimità l’operazione che prevedeva la cessione a EdF S.A.

della propria quota in Transalpina di Energia S.r.l. (holdingdi circa il 61% di Edison S.p.A.) e l’ac-

quisto da Edison S.p.A. e Alpiq S.A. del 70% di Edipower S.p.A., conformemente agli accordi del

26 dicembre 2011.

In data 15 febbraio 2012 A2A S.p.A., Delmi S.p.A., EdF S.A., Edison S.p.A. e Alpiq S.A. hanno sot-

toscritto i contratti definitivi previsti dall’accordo preliminare del 26 dicembre 2011 relativo al

riassetto delle partecipazioni azionarie in Edison S.p.A. ed Edipower S.p.A..

In particolare Delmi S.p.A. avrebbe acquisito il 70% di Edipower S.p.A. da Edison S.p.A.

(50%) e Alpiq S.A. (20%) a un prezzo complessivo di 804 milioni di euro. EdF S.A. avrebbe

acquisito da Delmi S.p.A. il 50% di Transalpina di Energia S.r.l., società della quale possedeva

già il restante 50% e che deteneva, a sua volta, il 61,3% del capitale con diritto di voto di

Edison S.p.A. ad un prezzo pari a 704 milioni di euro. Sono stati inoltre concordati gli ele-

menti principali di un contratto di fornitura gas da Edison S.p.A. a Edipower S.p.A. che

avrebbe coperto il 50% dei fabbisogni di Edipower S.p.A. stessa per un periodo di 6 anni a

condizioni di mercato.

Successivamente, in data 5 maggio 2012, sono stati sottoscritti:

(i) un accordo tra A2A S.p.A. e Delmi S.p.A., da una parte, e EdF S.A., dall’altra parte che, a par-

ziale modifica dell’accordo sottoscritto il 15 febbraio 2012 tra le stesse parti, ha previsto

che il prezzo di cessione a EdF S.A. del 50% di Transalpina di Energia S.r.l. di proprietà di

Delmi S.p.A. fosse aumentato da 704.372.600 euro a 783.748.900 euro, nonché l’impegno

di Delmi S.p.A. di corrispondere a EdF S.A. un importo pari al 50% del maggior onere che

EdF S.A. avrebbe potuto essere tenuta a sostenere in conseguenza del lancio dell’OPA

obbligatoria sulle azioni Edison S.p.A. al prezzo di 0,89 euro per azione (in luogo di 0,84

euro per azione), in ogni caso fino al massimo di 25.100.000 euro;

15

(ii) un accordo tra A2A S.p.A. e Delmi S.p.A., da una parte, e Edison S.p.A. e Alpiq S.A., dall’altra,

che, a parziale modifica dell’accordo sottoscritto il 15 febbraio 2012 tra le stesse parti, ha

previsto che il prezzo della cessione a Delmi S.p.A. del 50% di Edipower S.p.A. di proprietà

di Edison S.p.A. fosse aumentato da 604.372.600 euro a 683.748.900 euro, incrementando

così il corrispettivo totale per il 70% di Edipower S.p.A. da 804.372.600 euro a 883.748.900

euro.

In data 24 maggio 2012, in esecuzione degli accordi stipulati in data 15 febbraio 2012 e succes-

sivamente modificati in data 5 maggio 2012 tra A2A S.p.A., Delmi S.p.A. ed EDF S.A. e tra A2A

S.p.A., Delmi S.p.A., Edison S.p.A. e Alpiq S.A.:

• Delmi S.p.A. ha ceduto a WGRM 4 Holding S.p.A., società interamente posseduta da EdF

S.A., il 50% di Transalpina di Energia S.r.l. di proprietà di Delmi S.p.A. per un prezzo pari a

783.748.900 euro e

• Delmi S.p.A. ha acquistato il 70% di Edipower S.p.A. da Edison S.p.A. (quanto al 50%) e da

Alpiq S.A. (quanto al 20%) per un prezzo totale pari a 883.748.900 euro.

Il menzionato importo di 783.748.900 euro corrisposto per la cessione del 50% di Transalpina

di Energia S.r.l. è stato soggetto a un meccanismo di aggiustamento ai sensi del quale tale

importo avrebbe potuto essere ridotto, di massimi 25.100.000 euro, in relazione ai risultati

dell’OPA obbligatoria promossa da EdF S.A. sulle azioni ordinarie di Edison S.p.A..

In data 5 settembre 2012 si è conclusa l’OPA obbligatoria sulle azioni Edison S.p.A., che ha

avuto inizio il 13 agosto 2012. Sulla base degli accordi stipulati in data 5 maggio 2012, sopra

riportati, Delmi S.p.A. si era impegnata a corrispondere a EdF S.A. un importo pari al 50% del

maggior onere che EdF S.A. avrebbe sostenuto in conseguenza del lancio dell’OPA obbligato-

ria sulle azioni Edison S.p.A. al prezzo di 0,89 euro per azione. In conseguenza della mancata

adesione totalitaria all’OPA obbligatoria il maggior onere relativo al meccanismo di aggiusta-

mento prezzo è risultato pari a 24.400.123 euro ed è stato considerato quale maggior costo di

acquisto della partecipazione in Edipower S.p.A..

Delmi S.p.A. ed Edipower S.p.A. hanno sottoscritto in data 24 maggio 2012 un contratto di

finanziamento con vari istituti finanziatori per un ammontare pari a 1.246 milioni di euro fina-

lizzato all’esecuzione da parte di Delmi S.p.A. della suddetta operazione e al contestuale rim-

borso da parte di Edipower S.p.A. dei finanziamenti soci in capo a Edison S.p.A., Alpiq S.A., A2A

S.p.A. e Iren Energia S.p.A. pari a 1.100 milioni di euro.

Il finanziamento è assistito da pegno sulle azioni di Delmi S.p.A. ed Edipower S.p.A., ha una

durata pari a 5 anni ed è stato sottoscritto da un sindacato di 9 banche in qualità di Mandated

Lead Arrangers e Bookrunners, ovvero Banca IMI (Documentation e Agent Bank), Banco

Bilbao Vizcaya Argentaria, BNP Paribas (Modelling Bank), Cassa Depositi e Prestiti, Credit



16

Agricole Corporate & Investment Bank, ING Direct, Mediobanca, Société Generale,

Unicredit.

Sono stati altresì conclusi tra A2A S.p.A., Iren S.p.A., Iren Energia S.p.A. (attuale socio di

Edipower S.p.A.) e gli altri soci di Delmi S.p.A. accordi relativi alla governance e al modello di

funzionamento di Delmi S.p.A. e Edipower S.p.A. e all’eventuale uscita dei soci di minoran-

za.

A2A S.p.A.: Moody’s rivede il rating

In data 31 maggio 2012 l’agenzia Moody’s ha comunicato la revisione del rating di A2A S.p.A. da

Baa1 a Baa2, mantenendo lo stesso “under review”.

La modifica del rating è stata motivata principalmente dall’incremento dell’esposizione

della società nelle attività di generazione elettrica in un contesto di mercato influenzato dal

perdurare della crisi economica e dalla conseguente instabilità dei margini del comparto

elettrico.

A2A S.p.A.: Consiglio di Sorveglianza

In data 4 giugno 2012 si è riunito per la prima volta sotto la presidenza del Prof. Pippo Ranci

Ortigosa il Consiglio di Sorveglianza di A2A S.p.A..

Nel corso della riunione il Consiglio di Sorveglianza ha valutato la sussistenza:

• in capo a tutti i Consiglieri dei requisiti di indipendenza previsti dall’articolo 148, comma 3,

del TUF;

• dei requisiti di indipendenza ai sensi dell’articolo 3 del Codice di Autodisciplina delle

Società Quotate in capo ai Consiglieri Pippo Ranci Ortigosa – Presidente, Marco Baga,

Alessandro Berdini, Marina Brogi, Michaela Castelli, Mario Cocchi, Marco Manzoli, Enrico

Giorgio Mattinzoli, Marco Miccinesi, Andrea Mina, Stefano Pareglio, Massimo Perona,

Norberto Rosini e Angelo Teodoro Zanotti.

Il Consiglio di Sorveglianza ha, inoltre, provveduto alla nomina del Comitato Nomine, del

Comitato per il Controllo Interno, del Comitato Remunerazione e del Comitato per il

Territorio, indicandone i seguenti componenti:

Comitato Nomine: Pippo Ranci Ortigosa – Presidente, Fausto Di Mezza – Vice Presidente,

Michaela Castelli e Andrea Mina;



17

Comitato per il Controllo Interno: Pippo Ranci Ortigosa – Presidente, Fausto Di Mezza – Vice

Presidente, Marco Manzoli e Norberto Rosini;

Comitato Remunerazione: Alessandro Berdini – Presidente, Marina Brogi – Vice Presidente,

Mario Cocchi e Massimo Perona;

Comitato per il Territorio: Enrico Giorgio Mattinzoli – Presidente, Marco Miccinesi – Vice

Presidente, Marco Baga, Stefano Pareglio e Angelo Teodoro Zanotti.

Il Comitato Liberalità è stato denominato Comitato per il Territorio ed avrà, oltre ai compiti

precedentemente in capo al Comitato Liberalità, il compito di verificare l’impatto dell’attività

del Gruppo A2A sui territori nei quali essa opera e formulare proposte riguardanti l’esercizio

della responsabilità sociale e ambientale d’impresa.

A2A S.p.A.: depositate le liste per la nomina del Consiglio di Gestione

In data 9 giugno 2012 sono state depositate presso la sede di A2A S.p.A. due liste per la nomina

del nuovo Consiglio di Gestione ai sensi dell’art. 25 dello Statuto Sociale con i seguenti nomina-

tivi:

per la prima lista:

1. Graziano Tarantini (candidato alla Presidenza del Consiglio di Gestione)

2. Bruno Caparini

3. Giambattista Brivio

4. Paolo Rossetti

per la seconda lista:

1. Francesco Silva (candidato alla Vice Presidenza del Consiglio di Gestione)

2. Maria Elena Cappello

3. Stefano Cao

4. Renato Ravanelli

Non sono previste modifiche al modello di deleghe adottato dalla Società che attribuisce a

Renato Ravanelli e Paolo Rossetti, rispettivamente Direttore Generale Area Corporate e

Mercato e Direttore Generale Area Tecnico-Operativa, i poteri per la gestione della medesima

Società.

In data 11 giugno 2012, sotto la presidenza di Pippo Ranci Ortigosa, si è riunito il Consiglio di

Sorveglianza di A2A S.p.A. che, nel rispetto delle disposizioni statutarie vigenti, ha provveduto

alla nomina del Consiglio di Gestione costituito dai seguenti 8 membri:



18

Graziano Tarantini – Presidente

Francesco Silva – Vice Presidente

Giambattista Brivio

Stefano Cao

Bruno Caparini

Maria Elena Cappello

Renato Ravanelli

Paolo Rossetti

Il Consiglio di Sorveglianza, su proposta del Comitato Remunerazione, ha altresì deliberato

con riguardo ai compensi del consiglio stesso, che complessivamente vengano diminuiti del

30%. I compensi del Presidente e del Vice Presidente sono stati invece ridotti di oltre il 50%.

Bilancio di sostenibilità del Gruppo A2A per il 2011: cresce il valoredistribuito agli stakeholder, migliorano le performance ambientali e disicurezza sul lavoro

In data 15 giugno 2012, con la pubblicazione del Bilancio di sostenibilità 2011, il quarto dalla sua

nascita, il Gruppo A2A porta a termine il primo ciclo di pianificazione della sostenibilità (2009

– 2011) che ha visto rendicontare annualmente 54 obiettivi di miglioramento in ambito econo-

mico, sociale e ambientale a favore di dipendenti, clienti, investitori, fornitori e istituzioni.

Nonostante la crisi economica e la flessione dei consumi energetici, la gestione caratteristica

basata su quattro aree di attività tra loro sinergiche (energia, ambiente, calore e reti) ha incre-

mentato del 6% il valore economico prodotto e distribuito agli stakeholder 1.310 milioni di

euro, così ripartiti:

• 421 milioni (32%) a beneficio dei dipendenti per stipendi, benefit e piani pensionistici;

• 298 milioni (23%) a favore degli azionisti sotto forma di dividendi;

• 298 milioni (23%) alla Pubblica Amministrazione attraverso imposte, tasse e oneri sociali;

• 178 milioni (13%) a istituti di credito;

• 115 milioni (9%) alle comunità locali, attraverso imposte e tasse destinate agli enti locali,

sponsorizzazioni e liberalità.

Gli investimenti industriali sono stati complessivamente pari a 310 milioni di euro, così suddi-

visi: 10% Filiera Energia, 31% Filiera Calore, 11% Filiera Ambiente, 38% Filiera Reti e 9% Filiera

Corporate e Servizi.

In particolare, sono stati realizzati 50 milioni di euro di investimenti per migliorare le perfor-

mance ambientali mediante riduzione delle emissioni, aumento dell’efficienza energetica

degli impianti, sviluppo di energie rinnovabili e introduzione di tecnologie innovative.



19

Per quanto concerne l’”ambiente”, tra i risultati più significativi nel 2011 si segnala quello posi-

tivo derivante dalla produzione di energia da fonti rinnovabili o ad alta efficienza che ha con-

sentito di raggiungere il livello di 2,9 milioni di tonnellate di CO2 evitate.

Si segnala inoltre che, a seguito dell’acquisizione del controllo di Edipower S.p.A. da inizio giu-

gno 2012, sono entrati nel perimetro di Gruppo tre nuclei idroelettrici con capacità installata

pari a quasi 800 Megawatt che vanno così ad aggiungersi ai 2.100 Megawatt di potenza elettri-

ca da fonti rinnovabili che il Gruppo A2A già aveva in portafoglio.

Obiettivo del Gruppo è di mantenere la leadership nazionale nell’attività di cogenerazione e

nel teleriscaldamento ad uso civile mediante un piano di sviluppo triennale che prevede un

aumento del 30% della volumetria servita dal “calore pulito”, con la previsione di 100 milioni

di metri cubi nel 2014, mediante aumenti della potenza termica ed estensione delle reti di

distribuzione del calore soprattutto nelle aree urbane di Bergamo e di Milano.

Nel campo dei servizi ambientali, il Gruppo A2A si è confermato come il maggiore operatore nazio-

nale nel trattamento dei rifiuti, industriali e urbani, con volumi pari a circa 2,8 milioni di tonnellate.

Nelle città di Bergamo, Brescia, Milano e Varese, dove le società ambientali del Gruppo gesti-

scono il servizio integrato dalla raccolta allo smaltimento, il 99,7% dei rifiuti solidi urbani nel

2011 è stato utilmente recuperato, avviandoli al riciclo come materiali, o ricavandone energia

e calore tramite i termovalorizzatori.

Le tecnologie di avanguardia adottate nei termovalorizzatori, hanno permesso di produrre per

ogni tonnellata di rifiuto, in media 813 kWh di energia elettrica e 606 kWh di energia termica. Nel

corso dell’anno il termovalorizzatore di Acerra (NA) ha raggiunto la piena efficienza produttiva

superando l’obiettivo annuale delle 600 mila tonnellate di rifiuti trattati e producendo energia

elettrica pari al fabbisogno di circa 200 mila famiglie, con conseguente consumo evitato di 100

mila tonnellate di petrolio, ed emissioni ampiamente al di sotto dei limiti imposti dalle normative

europee e di quelli più stringenti fissati dall’Autorizzazione Integrata Ambientale.

Grazie all’impegno per il continuo miglioramento delle performance ambientali, supportato

dalla diffusione dei sistemi di gestione ambientale (il 100% della potenza idroelettrica e ter-

moelettrica e dei termovalorizzatori è dotato di certificazione ambientale ISO 14001), il fatto-

re di emissione medio di CO2 della produzione di energia del Gruppo A2A è stato pari a 353

g/kWh con una riduzione del 4% rispetto allo scorso anno.

Nell’ambito della “responsabilità sociale” è da rimarcare che, pur in un difficile contesto eco-

nomico, il Gruppo A2A ha assunto 440 dipendenti, di cui 393 sul territorio nazionale e 47 all’e-

stero. Il 96,2% dei 9.100 dipendenti in Italia del Gruppo ha un contratto a tempo indetermina-

to. È stato rafforzato l’impegno nello sviluppo delle risorse umane, considerato fattore chiave

per il successo dell’azienda. Nel 2011 sono state erogate 120 mila ore di formazione, in aumen-



20

to del 50% rispetto all’anno precedente e, in particolare, oltre 44 mila ore sono state dedicate

ai temi della salute e della sicurezza. Questi sforzi e la puntuale applicazione dei sistemi di

gestione della sicurezza OHSAS 18001, hanno contribuito a diminuire dell’11% il numero di

infortuni e i corrispondenti indici di frequenza e incidenza.

In merito alle “relazioni con i clienti”, il Gruppo A2A ha ulteriormente sviluppato la collabora-

zione con le Associazioni dei consumatori, mediante progetti mirati ad aiutare i clienti a meglio

comprendere i complessi meccanismi dei mercati dell’energia. Tra gli eventi salienti, l’accordo

con le Confederazioni imprenditoriali per l’estensione alle piccole e medie aziende dello stru-

mento della conciliazione paritetica, volto a favorire la soluzione extragiudiziale delle contro-

versie commerciali, nonché lo sviluppo, di concerto con le associazioni dei consumatori, di

altre due importanti iniziative: la ”Guida alla Lettura” della bolletta energetica e il protocollo di

intesa contro le pratiche commerciali scorrette per difendere i clienti dalle truffe.

L’indice generale di soddisfazione dei clienti (ICS) per i call center della società di vendita del

Gruppo (sulla base dei dati rilevati dall’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas) è risultato nel

secondo semestre 2011 pari al 93,9%, in aumento rispetto allo stesso periodo del 2010 (93,3%)

e, come sempre dal 2008, sensibilmente al di sopra della media nazionale di 86,8%.

La positiva relazione con i clienti ha trovato conferma anche nel successo delle campagne di

sensibilizzazione del Gruppo A2A sulla bolletta elettronica, promossa come alternativa più

ecologica, oltre che più comoda, al tradizionale recapito postale. Sono state 121 mila le nuove

attivazioni nel 2011.

Infine, nell’ambito della “relazione con il territorio”, il Gruppo A2A ha confermato l’impegno a

sostenere progetti ambientali, sociali, culturali e sportivi focalizzati sui territori dove si con-

centrano le sue attività industriali.

Nel 2011 il Gruppo A2A ha erogato per queste iniziative, direttamente o attraverso le proprie

Fondazioni, 7,6 milioni di euro. Sono stati numerosi i progetti realizzati dalle società del

Gruppo per coinvolgere le comunità, anche attraverso le scuole, nella realizzazione di obiettivi

ambientali e sociali, come la prevenzione e la raccolta differenziata dei rifiuti, la pulizia e il

decoro cittadino, l’uso sostenibile delle risorse, la mobilità sostenibile. Oltre 22 mila persone

sono entrate in contatto diretto con il mondo del Gruppo A2A visitandone gli impianti indu-

striali.

Il Bilancio di sostenibilità 2011 è stato redatto secondo i principi del GRI (Global Reporting

Initiative), lo standard più accreditato nel mondo sviluppato da una rete di esperti internazio-

nali, integrato dalle linee guida del supplemento Utility del Settore Elettrico. La conformità a

tali standard è stata certificata da un revisore esterno. Nel 2011 sono stati rendicontati 157 indi-

catori sui 162 applicabili, 17 in più rispetto al 2010.



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Nasce “Lettera2azionisti”, la newsletter trimestrale del Gruppo A2Adedicata ad azionisti ed investitori

A partire dal 27 giugno 2012 è possibile ricevere la newsletterdel Gruppo A2A dedicata ad azio-

nisti e investitori: un periodico per conoscere più da vicino le cifre, i fatti, i progetti industriali

e le notizie economico finanziarie della più grande multiutility italiana. Lettera2azionisti è uno

strumento per essere aggiornati sulle informazioni di rilievo del Gruppo divenuto, dopo la

recente conclusione del riassetto Edison S.p.A. e il consolidamento della società Edipower

S.p.A., il secondo operatore energetico nazionale con oltre 12 mila Mw di capacità installata.

Termovalorizzatore di Acerra: nei primi nove mesi del 2012 confermatoil 100% della capacità produttiva

Nei primi nove mesi del 2012 il termovalorizzatore di Acerra ha trattato 460.000 tonnellate di

rifiuti, pari al 100% della sua capacità produttiva (600.000 tonnellate all’anno), confermando

gli elevati standard di efficienza raggiunti.

Contestualmente, grazie alla valorizzazione energetica dei rifiuti, sono stati immessi in rete

420 GWh di energia elettrica (pari al fabbisogno energetico, in nove mesi, di 200.000 famiglie)

ed evitato il consumo di 75.000 tep (tonnellate di petrolio equivalente).

Il termovalorizzatore ha confermato ottimi risultati anche per quanto riguarda i dati delle emis-

sioni in atmosfera che, grazie alle moderne tecnologie di depurazione dei gas di combustione

impiegate, continuano a far registrare valori ampiamente al di sotto dei limiti imposti dalle nor-

mative di riferimento e di quelli ancora più stringenti fissati dall’Autorizzazione Integrata.

Partenope Ambiente S.p.A., società del Gruppo A2A cui è affidata la gestione dell’impianto,

conta di confermare a fine anno il 100% della capacità produttiva del termovalorizzatore.

A2A S.p.A.: da luglio 2012 rilasciati 12 milioni di metri cubi d’acqua in piùdai bacini idroelettrici in Valtellina

A2A S.p.A. dal mese di luglio ha rilasciato, dai suoi bacini idroelettrici di alta montagna, in par-

ticolare da quelli situati in Valtellina, oltre 12 milioni di metri cubi in più di acqua rispetto alle

affluenze naturali. A partire dal 16 agosto 2012 anche la controllata Edipower S.p.A. ha rilascia-

to oltre 2 milioni di metri cubi in più rispetto all’acqua ricevuta dai bacini idroelettrici di Spluga

e Truzzo.

Il forte aumento del deflusso, reso necessario dalla stagione particolarmente secca e della

conseguente necessità di irrigazione dei campi, è stato deciso durante le riunioni di concerta-

zione dell’Autorità di Bacino del Po, a cui A2A S.p.A. ha preso parte.



22

È opportuno sottolineare che le dighe di alta montagna di cui A2A è proprietaria sono molto

utili per trattenere le acque provenienti dalle piogge e dallo scioglimento primaverile dei

ghiacciai, che normalmente in questo periodo non riescono ad essere trattenute dai laghi

prealpini e che vengono quindi rilasciate per produrre energia elettrica e per irrigare i campi

della pianura padana durante il periodo tardo estivo. Le stesse acque, in assenza delle dighe,

andrebbero disperse in mare senza alcun benefico utilizzo.

A2A S.p.A.: il Consiglio di Gestione approva l’adozione di un program-ma di emissioni obbligazionarie

In data 19 settembre 2012 il Consiglio di Gestione di A2A S.p.A., riunitosi sotto la presidenza

dell’Avv. Graziano Tarantini, ha approvato l’adozione di un programma di emissioni obbligazio-

narie (Euro Medium Term Note Programme) fino ad un importo massimo di 2 miliardi di euro.

Il programma sarà quotato alla Borsa del Lussemburgo ed il primo filing del prospetto a tale

fine è previsto a breve.

L’adozione dell’EMTN si inquadra nella più ampia strategia finanziaria del Gruppo A2A finaliz-

zata all’allungamento della vita media del debito e al mantenimento di una adeguata flessibilità

finanziaria a sostegno del rating della società.

A2A S.p.A.: perfezionata la cessione del 100% di A2A Coriance S.a.s.

Si è conclusa in data 27 settembre 2012 la cessione di A2A Coriance S.a.s. da parte di A2A S.p.A.

a KKR Global Infrastructure Investors L.P. (KKR), in base a quanto stabilito dagli accordi sotto-

scritti dalle parti in data 2 agosto 2012.

Il corrispettivo per l’intero capitale di Coriance è stato di 76,5 milioni di euro con una plusva-

lenza consolidata di 33 milioni di euro. Nel 2011 il Gruppo Coriance aveva conseguito un fattu-

rato di circa 100 milioni di euro, con un margine operativo lordo di circa 18 milioni di euro.

La cessione di A2A Coriance S.a.s. si inquadra nella strategia volta a riordinare il portafoglio di

partecipazioni del Gruppo A2A conseguendo un rapido miglioramento nella propria struttura

patrimoniale.



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Situazione economica

A seguito del consolidamento integrale, a partire dal 1° giugno 2012, della partecipata Edipower

S.p.A., si è modificato il perimetro di consolidamento del Gruppo. I dati economici al 30 settembre

2012 non sono pertanto omogenei con i dati dello stesso periodo dell’esercizio precedente.

Si segnala inoltre che, a seguito della cessione del Gruppo Coriance avvenuta nel corso del terzo

trimenstre 2012, i dati economici relativi al 30 settembre 2011 sono stati riclassificati, in

conformità con quanto previsto dall’IFRS 5, alla voce “Risultato netto da attività non correnti

destinate alla vendita” in quanto tale dismissione ha le caratteristiche di una discontinued

operation.

Per un maggiore dettaglio relativamente a quanto sopra evidenziato si rinvia al paragrafo

“Variazione dell’area di consolidamento”.

Milioni di euro 01 01 2012 01 01 2011 Variazioni 30 09 2012 30 09 2011

Ricavi 4.917 4.305 612

di cui:

– Ricavi di vendita e prestazioni 4.775 4.230 545

– Altri ricavi operativi 142 75 67

Costi operativi (3.705) (3.250) (455)

Costi per il personale (436) (407) (29)

Margine Operativo Lordo 776 648 128

Ammortamenti (323) (310) (13)

Accantonamenti e svalutazioni (48) (68) 20

Risultato operativo netto 405 270 135

Oneri netti di gestione finanziaria (167) (108) (59)

Quota di risultato di società consolidate ad equity 16 21 (5)

Altri proventi non operativi 1 1 –

Altri costi non operativi (1) (6) 5

Utile al lordo delle imposte 254 178 76

Oneri per imposte sui redditi (125) (94) (31)

Risultato di attività operative in esercizio al netto delle imposte 129 84 45

Risultato netto da attività non correnti cedute e destinate alla vendita 43 (3) 46

Risultato di pertinenza di terzi (3) 33 (36)

Utile netto del periodo di pertinenza del Gruppo 169 114 55

Sintesi economica,patrimoniale e finanziariadel Gruppo A2A

24


Sintesi economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo A2A

Nel periodo in esame i ricavi del Gruppo sono risultati complessivamente pari a 4.917 milioni di

euro, di cui 194 milioni di euro relativi al Gruppo EPCG (4.305 milioni di euro nei primi nove

mesi del 2011, di cui 203 milioni di euro relativi al Gruppo EPCG) e 254 milioni di euro relativi alla

società Edipower S.p.A..

Di seguito si riportano i principali dati quantitativi che hanno contribuito alla formazione di tali

ricavi:

30 09 2012 30 09 2011

EE venduta a clienti grossisti e retail (GWh) 16.784 16.792

EE venduta in Borsa (GWh) 9.736 10.024

EE venduta sui mercati esteri (GWh) 8.923 9.100

EE venduta (GWh) – EPCG 3.157 3.526

Gas venduto (Mmc) 3.099 2.633

Calore venduto (GWht) 1.399 1.287

EE distribuita (GWh) 8.541 8.615

EE distribuita (GWh) - EPCG 1.953 1.899

Gas distribuito (Mmc) 1.329 1.295

Acqua distribuita (Mmc) 52 51

Acqua depurata (Mmc) 31 29

Rifiuti smaltiti (Kton) 1.828 1.953

Le vendite sono prevalentemente riconducibili alla produzione degli impianti gestiti dal

Gruppo:

30 09 2012 30 09 2011

Produzione termoelettrica (GWh) 7.173 6.208

Produzione termoelettrica (GWh) - EPCG 864 1.055

Produzione idroelettrica (GWh) 2.689 2.617

Produzione idroelettrica (GWh) - EPCG 930 1.009

Produzione calore (GWht) 1.262 1.118

Produzione di energia elettrica da cogenerazione (GWh) 191 194

Vendita di EE da impianti di termovalorizzazione e biogas (GWh) 869 903

Il “Margine Operativo Lordo” è risultato pari a 776 milioni di euro, in crescita di 128 milioni di

euro rispetto ai primi nove mesi del 2011.

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La tabella che segue evidenzia la dinamica del risultato industriale per aree di attività:

Milioni di euro 30 09 2012 30 09 2011

Filiera Energia 332 223

Filiera Calore e Servizi 36 27

Filiera Ambiente 206 216

Filiera Reti 205 199

Filiera Altri Servizi e Corporate (3) (17)

Totale 776 648

La Filiera Energia evidenzia un margine operativo lordo pari a 332 milioni di euro, in crescita di

109 milioni di euro (+49%) rispetto al medesimo periodo dell’esercizio precedente.

Tale performance incorpora gli effetti positivi della gestione integrata in A2A del parco

produttivo di Edipower S.p.A. e del suo consolidamento a partire dal mese di giugno 2012.

Positivo è stato il contributo degli impianti a ciclo combinato, che hanno contribuito a

soddisfare la domanda generatasi sui mercati della riserva e del bilanciamento, e l’apporto

dell’impianto a carbone di Monfalcone. Il risultato dell’attività commerciale evidenzia una

sostanziale stabilità rispetto ai primi nove mesi del 2011.

Il Margine operativo lordo della Filiera Calore e Servizi è risultato pari a 36 milioni di euro, in

crescita di 9 milioni di euro rispetto al corrispondente periodo dell’anno precedente grazie

all’efficace azione di sviluppo del Teleriscaldamento prevalentemente nell’area metropolitana

milanese.

I risultati della Filiera Ambiente si attestano a 206 milioni di euro, in calo di 10 milioni di euro

rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente sostanzialmente per effetto della perdita

dell’incentivo CIP 6 relativo agli impianti di termovalorizzazione di Milano, Bergamo, Filago e

Corteolona ancora in vigore in alcuni mesi del 2011.

La Filiera Retiha incrementato i risultati industriali nei primi nove mesi del 2012 realizzando un

Margine operativo lordo pari a 205 milioni di euro (+6 milioni di euro). La crescita è ascrivibile

ai maggiori margini conseguiti nel comparto della Distribuzione gas per l’applicazione del

meccanismo di gradualità dei ricavi previsto dalla normativa in vigore, nonché al contributo

positivo del Ciclo Idrico Integrato per effetto dell’incremento delle tariffe entrato in vigore nel

dicembre 2011.

Gli “Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni” risultano complessivamente pari a

371 milioni di euro (378 milioni di euro al 30 settembre 2011). La voce in esame evidenzia

maggiori ammortamenti delle immobilizzazioni materiali ed immateriali attribuibili al

consolidamento di Edipower S.p.A. compensati da minori accantonamenti principalmente

26



dovuti al rilascio di fondi rischi e oneri e di fondi rischi su crediti precedentemente accantonati

(quest’ultima voce recepisce un incasso pari a 15 milioni di euro della partecipata EPCG

relativo ad un credito precedentemente accantonato nei confronti di un importante cliente

energivoro).

Per effetto delle dinamiche sopra esposte il “Risultato operativo netto” è risultato in crescita

di 135 milioni di euro e pari a 405 milioni di euro (270 milioni di euro al 30 settembre 2011).

Gli “Oneri netti della gestione finanziaria” ammontano a 167 milioni di euro (108 milioni di

euro al 30 settembre 2011) e risentono dell’effetto negativo, pari a 41 milioni di euro, delle

valutazioni dei fair value dei derivati finanziari a copertura del rischio tasso e dell’iscrizione di

un prestito obbligazionario con il metodo del fair value hedge. Nel corrispondente periodo del

precedente esercizio tale effetto risultava positivo per 22 milioni di euro.

Al netto della variazione dei fair value dei derivati, gli oneri netti della gestione finanziaria

ammonterebbero a 126 milioni di euro a fronte di 130 milioni di euro al 30 settembre 2011. La

gestione finanziaria dei primi nove mesi del 2012 comprende il positivo effetto relativo

all’iscrizione del badwill a seguito del primo consolidamento di Edipower S.p.A. pari a 19

milioni di euro.

La “Quota di risultato di società consolidate ad equity” è positiva per 16 milioni di euro

(positiva per 21 milioni di euro nel corrispondente periodo del 2011).

Gli “Oneri per imposte” nel periodo in esame sono risultati pari a 125 milioni di euro (94

milioni di euro al 30 settembre 2011).

La variazione rispetto al corrispondente periodo del precedente esercizio è sostanzialmente

riconducibile alla variazione di perimetro di applicazione della cd. “Robin Tax”, esteso anche

alle società di distribuzione di energia elettrica e gas (Legge 148/2011), che al 30 settembre 2011

aveva prodotto maggiori benefici sulle imposte anticipate rispetto agli oneri sulle imposte

correnti e differite, conseguenti all’adeguamento dei crediti per imposte anticipate su importi

pregressi alle nuove aliquote di tassazione.

Il “Risultato netto da attività operative non correnti cedute e destinate alla vendita”,

positivo per 43 milioni di euro (negativo per 3 milioni di euro al 30 settembre 2011), accoglie

principalmente il contributo positivo relativo alla cessione del Gruppo Coriance e della società

e-Utile S.p.A.. Nel corrispondente periodo del precedente esercizio accoglieva sostanzialmente

l’effetto negativo della valutazione della partecipazione in Transalpina di Energia S.r.l. rettificato

dalla plusvalenza generatasi dalla cessione della partecipazione nella società Metroweb S.p.A..

L’“Utile netto del periodo di pertinenza del Gruppo”, dedotto il risultato di pertinenza di

terzi azionisti, è pari a 169 milioni di euro (114 milioni di euro al 30 settembre 2011).

27



Situazione patrimoniale-finanziaria

Il “Capitale investito” consolidato al 30 settembre 2012 ammonta a 8.226 milioni di euro e

trova copertura nel Patrimonio netto per 3.646 milioni di euro e nell’indebitamento

finanziario netto per 4.580 milioni di euro.

Il “Capitale di funzionamento” ammonta a 880 milioni di euro e presenta un incremento di

30 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2011 attribuibile al consolidamento di Edipower

S.p.A. compensato dalla riduzione del capitale del vecchio perimetro a seguito dell’attenta

gestione del circolante.

Il “Capitale immobilizzato netto”, comprensivo delle “Attività/Passività destinate alla

vendita”, risulta pari a 7.346 milioni di euro, in aumento di 582 milioni di euro rispetto al 31

dicembre 2011 e comprende principalmente l’effetto del consolidamento di Edipower S.p.A..

La “Posizione finanziaria netta”, pari a 4.580 milioni di euro al 30 settembre 2012,

comprende l’effetto del consolidamento del debito di Edipower S.p.A. e del maggior debito in

Delmi S.p.A. connesso all’acquisizione del suo controllo per complessivi 1.083 milioni di euro

parzialmente compensato dal cash flow, per 524 milioni di euro generato dalla gestione

ordinaria e dalla cessione del Gruppo Coriance al netto degli investimenti effettuati nel

periodo per 232 milioni di euro e dei dividendi pagati per 40 milioni di euro.

28



Milioni di euro 30 09 2012 31 12 2011 Variazioni

CAPITALE INVESTITO

Capitale immobilizzato netto 7.346 5.846 1.500

- Immobilizzazioni materiali 6.673 4.685 1.988

- Immobilizzazioni immateriali 1.390 1.503 (113)

- Partecipazioni e altre attività finanziarie non correnti (*) 243 535 (292)

- Altre attività/passività non correnti (*) (343) (133) (210)

- Crediti/passività per imposte anticipate/differite 302 (10) 312

- Fondi rischi, oneri e passività per discariche (602) (462) (140)

- Benefici a dipendenti (317) (272) (45)

di cui con contropartita il Patrimonio netto (338) (112)

Capitale di funzionamento 880 850 30

- Rimanenze 419 267 152

- Crediti commerciali e altre attività correnti (*) 2.263 2.368 (105)

- Debiti commerciali e altre passività correnti (*) (1.743) (1.790) 47

- Attività per imposte correnti/debiti per imposte (59) 5 (64)


Attività/Passività destinate alla vendita (*) – 918 (918)

di cui con contropartita il Patrimonio netto

TOTALE CAPITALE INVESTITO 8.226 7.614 612

FONTI DI COPERTURA

Patrimonio netto 3.646 3.593 53

Totale posizione finanziaria oltre l'esercizio successivo 4.410 3.729 681

Totale posizione finanziaria entro l'esercizio successivo 170 292 (122)

Totale Posizione finanziaria netta 4.580 4.021 559


TOTALE FONTI 8.226 7.614 612

(*) Al netto dei saldi inclusi nella Posizione finanziaria netta.

29

Milioni di euro 01 01 2012 01 01 2011 30 09 2012 30 09 2011

POSIZIONE FINANZIARIA NETTA ALL’INIZIO DEL PERIODO (4.021) (3.893)

Apporto Posizione finanziaria netta Edipower S.p.A. (959)

Utile netto del periodo (comprende utile di terzi) (**) 130 43

Ammortamenti 323 310

Svalutazioni/smobilizzi di immobilizzazioni materiali e immateriali 16 4

Risultato da partecipazioni valutate a equity (16) 24

Svalutazioni di partecipazioni – 3

Imposte nette pagate (119) (137)

Variazioni delle attività e delle passività (*) 323 31

Flussi finanziari netti da attività operativa 657 278

Flussi finanziari netti da attività di investimento (192) (117)

Free cash flow 465 161

Dividendi pagati dalla capogruppo (40) (186)

Dividendi pagati dalle controllate (8) (6)

Cash flow da distribuzione dividendi (48) (192)

Variazioni delle attività/passività finanziarie con contropartita il Patrimonio netto (17) (11)

POSIZIONE FINANZIARIA NETTA ALLA FINE DEL PERIODO (4.580) (3.935)

(*) Al netto dei saldi con contropartita il Patrimonio netto.(**) Il risultato del periodo è esposto al netto delle plusvalenze per cessioni di partecipazioni.



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Fusione per incorporazione di Delmi S.p.A. in Edipower S.p.A.

In data 1° ottobre 2012 i Consigli di Amministrazione Delmi S.p.A. ed Edipower S.p.A. hanno

approvato il progetto di fusione per incorporazione di Delmi S.p.A. in Edipower S.p.A. avviando il

processo di integrazione delle due società con l’obiettivo di completarlo entro il 1° gennaio 2013.

Il Consiglio di Amministrazione di Edipower S.p.A. ha inoltre nominato Massimiliano Masi alla

carica di Amministratore Delegato.

Teleriscaldamento:

- Brescia: oltre 170 mila gli utenti serviti dal Gruppo A2A

Con l’avvio della stagione termica 2012-2013 salgono a 170 mila gli utenti serviti dalla rete del

teleriscaldamento del Gruppo A2A nella città di Brescia. Gli edifici allacciati alla rete, che ha

superato i 630 chilometri, equivalgono ad una volumetria di oltre 41 milioni di metri cubi. La

rete è alimentata dal termovalorizzatore e dalla centrale di Lamarmora.

In particolare, oggi il calore per il teleriscaldamento è fornito principalmente dal termovaloriz-

zatore: in sostanza una centrale di cogenerazione di elettricità e calore che usa come combu-

stibile i rifiuti solidi urbani e le biomasse (che rappresentano oltre il 40% di quanto viene utiliz-

zato nel termovalorizzatore). Questo impianto costituisce un modello di riferimento in tutta

Europa, soprattutto per le sue caratteristiche di salvaguardia dell’ambiente e di strumento

attivo per l’energia rinnovabile e lo sviluppo sostenibile.

Il termovalorizzatore e i sistemi di cogenerazione ad alto rendimento della centrale

Lamarmora hanno consentito al sistema di teleriscaldamento di evitare ogni anno l’emissione

in atmosfera di oltre 400 mila tonnellate di CO2 e il consumo di oltre 150 mila tep (tonnellate

equivalenti di petrolio).

Eventi di rilievo del Grupposuccessivi al 30 settembre 2012


31

- Bergamo: 20 mila gli utenti serviti dal Gruppo A2A

La stagione termica 2012-2013 vede 20 mila gli utenti serviti dalla rete del teleriscaldamento del

Gruppo A2A nella città di Bergamo, con un incremento del 17% rispetto all’anno precedente.

In particolare, nel corso dell’anno sono stati posati circa 6 chilometri di rete e investiti 5,6

milioni di euro per lo sviluppo del teleriscaldamento a Bergamo. Le volumetrie allacciate alla

rete, pari a circa 4,7 milioni di metri cubi, hanno permesso di evitare l’emissione in atmosfera

di 29 mila tonnellate di CO2 e il consumo di 3.600 tep (tonnellate equivalenti di petrolio).

Il calore per il teleriscaldamento di Bergamo viene prodotto principalmente nella centrale

Carnovali e nel termovalorizzatore di via Goltara. Quest’ultimo, grazie ai lavori effettuati que-

st’anno, rende disponibili 25 MWt dal recupero energetico dai rifiuti.

In questo modo è stato ridotto l’utilizzo di combustibili fossili, con beneficio per la qualità

dell’aria della città.

Il piano di sviluppo del teleriscaldamento a Bergamo è stato definito e attuato in collaborazio-

ne con il Comune e prevede ulteriori interventi di ampliamento della rete cittadina. Il Gruppo

A2A investirà a Bergamo nel corso del 2013 circa 7 milioni di euro, prevedendo oltre 80 chilo-

metri di tubazioni distribuite su gran parte del territorio cittadino, in modo da poter servire

più di un terzo degli edifici, con una volumetria complessiva di circa 10 milioni di metri cubi ed

un risparmio di energia di oltre 19 mila tonnellate equivalenti di petrolio.

Aprica S.p.A. si aggiudica l’appalto per la gestione dei serviziambientali nel Comune di Como

In data 29 ottobre 2012 Aprica S.p.A. società del gruppo A2A attiva nel settore dei servizi

ambientali, si è aggiudicata l’appalto per la gestione dei servizi nel Comune di Como per 10 anni

(di cui 2 anni e mezzo opzionali). Il valore economico complessivo, calcolato sui 10 anni di

durata massima dell’appalto, è di circa 134 milioni di euro.

Il capitolato, tra le altre attività, prevede il passaggio da una raccolta multimateriale ad un

sistema di raccolta separato fra le singole frazioni, finalizzato al miglioramento qualitativo e

quantitativo della raccolta differenziata nel Comune di Como, il potenziamento dei servizi di

igiene del suolo e la realizzazione della nuova piattaforma ecologica.


Eventi di rilievo del Gruppo successivi al 30 settembre 2012

32

0.2Prospetti contabiliconsolidati

Milioni di euro Note 30 09 2012 31 12 2011 30 09 2011

ATTIVITÀ NON CORRENTI

Immobilizzazioni materiali 1 6.673 4.685 4.725

Immobilizzazioni immateriali 2 1.390 1.503 1.579

Partecipazioni valutate col metodo del Patrimonio netto 3 230 521 2.377

Altre attività finanziarie non correnti 3 53 48 67

Crediti per imposte anticipate 4 302 – –

Altre attività non correnti 5 172 132 156

Totale attività non correnti 8.820 6.889 8.904

ATTIVITÀ CORRENTI

Rimanenze 6 419 267 308

Crediti commerciali 7 1.886 1.958 1.636

Altre attività correnti 8 377 410 419

Attività finanziarie correnti 9 38 233 23

Attività per imposte correnti 10 14 30 10

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 11 225 147 121

Totale attività correnti 2.959 3.045 2.517

ATTIVITÀ NON CORRENTI DESTINATE ALLA VENDITA 12 – 921 39

TOTALE ATTIVO 11.779 10.855 11.460

(1) Gli effetti degli eventi e operazioni significative non ricorrenti nel bilancio consolidato sono evidenziati alla Nota 39 come previsto dalla Comunicazione

Consob DEM/6064293 del 28 luglio 2006.

Situazione patrimoniale-finanziaria consolidata (1)

Attività


34

Milioni di euro Note 30 09 2012 31 12 2011 30 09 2011

PATRIMONIO NETTO

Capitale sociale 13 1.629 1.629 1.629

(Azioni proprie) 14 (61) (61) (61)

Riserve 15 1.061 1.619 1.635

Risultato netto dell’esercizio – (420) –

Utile netto del periodo 16 169 – 114

Patrimonio netto di Gruppo 2.798 2.767 3.317

Interessi di minoranze 17 848 826 1.295

Totale Patrimonio netto 3.646 3.593 4.612

PASSIVITÀ

Passività non correnti

Passività finanziarie non correnti 18 4.551 3.851 3.584

Passività per imposte differite 19 – 10 35

Benefici a dipendenti 20 317 272 275

Fondi rischi, oneri e passività per discariche 21 602 462 465

Altre passività non correnti 22 414 177 175

Totale passività non correnti 5.884 4.772 4.534

Passività correnti

Debiti commerciali 23 1.325 1.348 1.124

Altre passività correnti 23 418 442 501

Passività finanziarie correnti 24 433 675 639

Debiti per imposte 25 73 25 31

Totale passività correnti 2.249 2.490 2.295

Totale passività 8.133 7.262 6.829

PASSIVITÀ DIRETTAMENTE ASSOCIATE AD ATTIVITÀNON CORRENTI DESTINATE ALLA VENDITA – – 19

TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ 11.779 10.855 11.460

Patrimonio netto e passività


Situazione patrimoniale-finanziaria consolidata

35

Milioni di euro Note 01 01 2012 01 01 2011 3° trim. 3° trim. 30 09 2012 30 09 2011 2012 2011

Ricavi

Ricavi di vendita e prestazioni 4.775 4.230 1.543 1.272

Altri ricavi operativi 142 75 84 22

Totale ricavi 27 4.917 4.305 1.627 1.294

Costi operativi

Costi per materie prime e servizi 3.514 3.032 1.130 916

Altri costi operativi 191 218 58 70

Totale costi operativi 28 3.705 3.250 1.188 986

Costi per il personale 29 436 407 147 125

Margine operativo lordo 30 776 648 292 183

Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni 31 371 378 167 132

Risultato operativo netto 32 405 270 125 51

Gestione finanziaria

Proventi finanziari 49 24 10 6

Oneri finanziari 216 132 81 48

Quota dei proventi e degli oneri derivanti dalla valutazione secondo il Patrimonio netto delle partecipazioni 16 21 – 5

Totale gestione finanziaria 33 (151) (87) (71) (37)

Altri proventi non operativi 34 1 1 1 –

Altri costi non operativi 34 (1) (6) (1) (1)

Utile al lordo delle imposte 254 178 54 13

(1) Gli effetti degli eventi e operazioni significative non ricorrenti nel bilancio consolidato sono evidenziati alla Nota 39 come previsto dalla Comunicazione

Consob DEM/6064293 del 28 luglio 2006,

(2) I valori comparativi per il periodo gennaio-settembre 2011 e 3° trimestre 2011 sono riclassificati per riflettere l’applicazione dell’IFRS 5.

Conto economicoconsolidato (1-2)


36

Milioni di euro Note 01 01 2012 01 01 2011 3° trim. 3° trim. 30 09 2012 30 09 2011 2012 2011

Oneri per imposte sui redditi 35 125 94 34 21

Risultato di attività operative in esercizio al netto delle imposte 129 84 20 (8)

Risultato netto da attività non correnti cedute e destinate alla vendita 36 43 (3) 30 (15)

Risultato netto 172 81 50 (23)

Risultato di pertinenza di terzi (3) 33 3 17

Utile netto del periododi pertinenza del Gruppo 37 169 114 53 (6)

Utile (perdita) per azione (in euro):

– di base 0,0543 0,0368

– di base da attività in funzionamento 0,0404 0,0377

– di base da attività destinate alla vendita 0,0138 (0,0009)

– diluito 0,0543 0,0368

– diluito da attività in funzionamento 0,0404 0,0377

– diluito da attività destinate alla vendita 0,0138 (0,0009)


Conto economico consolidato

37

Milioni di euro 30 09 2012 30 09 2011 3° trim. 3° trim. 2012 2011

Utile/(perdita) del periodo (A) 172 81 50 (23)

Parte efficace degli utili/(perdite) sugli strumenti di copertura degli strumenti finanziari (“cash flow hedge”) (17) (6) (5) (2)

Effetto fiscale relativo agli altri utili/(perdite) 5 – – (1)

Totale Altri utili/(perdite) al netto dell’effetto fiscale delle società consolidate integralmente (B) (12) (6) (5) (3)

Altri utili/(perdite) delle imprese valutate con il metodo del Patrimonio netto al netto dell’effetto fiscale (C) 2 7 1 (3)

Totale utile/(perdita) complessiva (A + B + C) 162 82 46 (29)

Totale utile/(perdita) complessiva attribuibile a:

Soci della controllante 160 81 46 (27)

Interessenze di pertinenza di terzi 2 1 – (2)

Conto economico complessivoconsolidato


38

Milioni di euro 30 09 2012 31 12 2011 30 09 2011

DISPONIBILITÀ LIQUIDE E MEZZI EQUIVALENTI ALL’INIZIO DEL PERIODO/ESERCIZIO 147 132 132

Apporto disponibilità liquide Edipower S.p.A. 89 – –

DISPONIBILITÀ LIQUIDE E MEZZI EQUIVALENTI ALL’INIZIO DEL PERIODO/ESERCIZIO 236 132 132

Attività operativa

Risultato netto del periodo/esercizio (**) 130 (951) 43

Ammortamenti immobilizzazioni materiali 273 336 257

Ammortamenti immobilizzazioni immateriali 50 79 53

Svalutazioni/smobilizzi immobilizzazioni materiali eimmateriali 16 125 4

Risultato di partecipazioni valutate ad equity (***) (16) 979 24

Svalutazioni di partecipazioni – 4 3

Imposte nette pagate (119) (240) (137)

Variazione delle attività e delle passività (*) 323 78 31

Flussi finanziari netti da attività operativa 657 410 278

Attività di investimento

Investimenti in immobilizzazioni materiali (173) (183) (114)

Investimenti in immobilizzazioni immateriali e avviamento (59) (127) (62)

Investimenti in partecipazioni e titoli (*) (124) (11) (11)

Cessioni di immobilizzazioni e partecipazioni 158 79 56

Dividendi incassati da partecipazioni valutate ad equity ealtre partecipazioni 6 17 14

Flussi finanziari netti da attività di investimento (192) (225) (117)

FREE CASH FLOW 465 185 161

Attività di finanziamento

Variazione delle attività finanziarie (*) 131 (236) (11)

Variazione delle passività finanziarie (*) (451) 481 113

Interessi finanziari netti pagati (108) (111) (82)

Dividendi pagati dalla capogruppo (40) (298) (186)

Dividendi pagati dalle controllate (8) (6) (6)

Flussi finanziari netti da attività di finanziamento (476) (170) (172)

VARIAZIONE DELLE DISPONIBILITÀ LIQUIDE (11) 15 (11)

DISPONIBILITÀ LIQUIDE E MEZZI EQUIVALENTI ALLAFINE DEL PERIODO/ESERCIZIO 225 147 121

(*) Al netto dei saldi con contropartita il Patrimonio netto e altre voci della Situazione patrimoniale - finanziaria.(**) Il Risultato per il periodo/esercizio è esposto al netto delle plusvalenze per cessioni di partecipazioni.(***) Al 30 settembre 2011 tale posta comprende la valutazione della partecipazione in TdE S.r.l. che nel Conto economico è classificata

alla voce “Risultato netto da attività non correnti cedute e destinate alla vendita”.

Rendiconto finanziarioconsolidato


39

Descrizione Capitale Azioni Cash Flow A U T I TMilioni di euro Sociale Proprie Hedge r p P m P u e n n G G Nota 13 Nota 14 Nota 15 N N N

Patrimonio netto al 31 dicembre 2010 1.629 (61) 31 1 3 3 1 4

Variazioni dei primi nove mesi del 2011

Destinazione del risultato 2010 3 ( –

Distribuzione dividendi ( ( ( (

Riserve IAS 32 e IAS 39 (*) 1 1

Put option su azioni Delmi S.p.A. 6 6 6

Dividendi deliberati ma non ancora distribuiti ( ( (

Altre variazioni ( ( ( (

Utile netto del periodo di pertinenza del Gruppo e di terzi 1 1 ( 8

Patrimonio netto al 30 settembre 2011 1.629 (61) 31 1 1 3 1 4

Variazioni del quarto trimestre del 2011

Dividendi deliberati e distribuiti 1 1 1

Distribuzione dividendi ( ( (

Riserve IAS 32 e IAS 39 (*) (11) ( ( (

Put option su azioni Delmi S.p.A. ( ( (

Altre variazioni ( ( 6 5

Risultato netto del periodo di pertinenza del Gruppo e di terzi (

Patrimonio netto al 31 dicembre 2011 1.629 (61) 20 1 ( 2 8 3

Variazioni dei primi nove mesi del 2012

Destinazione del risultato 2011 ( –

Distribuzione dividendi ( ( (

Riserve IAS 32 e IAS 39 (*) (12) ( 2 (

Put option su azioni Delmi S.p.A. ( ( (

Put option su azioni Aspem S.p.A. 3 3

Altre variazioni 1

Utile netto del periodo di pertinenza del Gruppo e di terzi 1 3 1

Patrimonio netto al 30 settembre 2012 1.629 (61) 8 1 1 2 8 3

(*) concorrono alla formazione del Conto economico complessivo.

Prospetto delle variazionidei conti di Patrimonio nettoconsolidato


40


Prospetto delle variazioni dei conti di Patrimonio netto consolidato

41

C A C Altre Utile del Totale Interessi di Totale S P H riserve e periodo/ Patrimonio minoranze Patrimonio

utili a nuovo esercizio di netto di netto Gruppo Gruppo N N N Nota 15 Nota 16 Nota 17

1 ( 3 1.594 308 3.501 1.344 4.845

308 (308) –

(186) (186) (6) (192)

1 1

6 6 6

(112) (112) (112)

(6) (6) (11) (17)

114 114 (33) 81

1 ( 3 1.604 114 3.317 1.295 4.612

112 112 112

(112) (112) (112)

( (11) (11) (22)

(4) (4) (4)

(1) (1) 6 5

(534) (534) (464) (998)

1 ( 2 1.599 (420) 2.767 826 3.593

(420) 420 –

(40) (40) (8) (48)

( (12) 2 (10)

(86) (86) (127) (213)

3 3

149 149

169 169 3 172

1 ( 8 1.053 169 2.798 848 3.646

0.3Note illustrativeal Resocontointermedio digestione

A2A S.p.A. è una società con personalità giuridica organizzata secondo l’ordinamento della

Repubblica Italiana.

A2A S.p.A. e le sue controllate (“Gruppo”) operano sia sul territorio nazionale che estero,

soprattutto a seguito dell’acquisizione in Montenegro avvenuta negli scorsi anni.

Il Gruppo A2A 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, gestione e messa a disposizione ad altri operatori di impianti e sistemi

integrati per lo smaltimento dei rifiuti;

• della gestione del ciclo idrico integrato.

Informazioni di caratteregenerale su A2A S.p.A.


43

Il Resoconto intermedio di gestione (di seguito “Resoconto”) al 30 settembre 2012 del

Gruppo A2A è presentato in milioni di euro; tale valuta coincide anche con la moneta funziona-

le delle economie in cui il Gruppo opera.

Il Resoconto del Gruppo A2A al 30 settembre 2012 è stato redatto:

• in osservanza del Decreto Legislativo 58/1998 (art. 154-ter) e successive modifiche, nonché

del Regolamento emittenti emanato dalla Consob;

• 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 lo 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 del Resoconto sono stati applicati gli stessi principi utilizzati per la

Relazione finanziaria annuale consolidata al 31 dicembre 2011. Si precisa che a seguito dell’ope-

razione di fidelizzazione della clientela il Gruppo a partire dal presente periodo applica l’IFRIC

13, “Programmi di fidelizzazione della clientela”; l’interpretazione, omologata in data 16

dicembre 2008 ed applicabile con decorrenza 1° luglio 2008, definisce il trattamento contabi-

le che deve essere adottato dalle entità che concedono alla propria clientela premi legati a

programmi fedeltà connessi all’acquisto di beni o servizi, e stabilisce che il fair value delle

obbligazioni legate alla concessione di tali premi debba essere scorporato dal ricavo di vendita

e differito fino al momento in cui l’obbligazione nei confronti dei clienti non sia estinta.

A partire dal 1° gennaio 2012 sono stati adottati per la prima volta i principi e le interpretazioni

illustrate dettagliatamente nel successivo paragrafo “Variazioni di principi contabili”.

Il presente Resoconto al 30 settembre 2012, non sottoposto a revisione contabile, è stato

approvato dal Consiglio di Gestione l’8 novembre 2012, che ne ha autorizzato la pubblicazione.

Il Resoconto intermedio digestione


44

Il Resoconto include i prospetti della Situazione patrimoniale-finanziaria, del Conto economi-

co, del Rendiconto finanziario e dei movimenti di Patrimonio netto al fine di permettere la

comprensione dell’andamento della gestione economica, patrimoniale e finanziaria dei primi

nove mesi dell’esercizio 2012.

Con riferimento alla Situazione patrimoniale-finanziaria è stata adottata la forma di presenta-

zione che prevede la distinzione delle attività e passività tra correnti e non correnti, secondo

quanto richiesto dal paragrafo 60 e seguenti dello “IAS 1 revised”.

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. Nel contesto del Conto economico è stata identificata in

modo specifico la gestione ordinaria, separatamente dai proventi ed oneri derivanti da opera-

zioni non ricorrenti nella gestione ordinaria del business, quali le plusvalenze/minusvalenze da

cessione di partecipazioni ed altri proventi/oneri non ricorrenti; in tal modo si ritiene di con-

sentire una migliore misurabilità dell’andamento effettivo 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 revised”.

Si precisa che gli schemi di bilancio presentati sono gli stessi adottati nella predisposizione

della Relazione finanziaria annuale consolidata al 31 dicembre 2011.

Schemi di bilancio


45

Il Resoconto intermedio di gestione al 30 settembre 2012 è stato redatto 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), come meglio indicato nei criteri di valutazione.

I principi di consolidamento, i principi contabili, i criteri e le stime di valutazione adottati nella

redazione del Resoconto sono omogenei con quelli utilizzati in sede di predisposizione della

Relazione finanziaria annuale consolidata al 31 dicembre 2011.

Criteri di redazione


46

I principi contabili adottati nel corso dei primi nove mesi del 2012 coincidono con quelli dell’e-

sercizio precedente; in particolare, in quanto situazione infrannuale, trova applicazione anche

il disposto dello IAS 34 “Bilanci intermedi”.

Nei successivi paragrafi “Principi contabili, emendamenti e interpretazioni omologati

dall’Unione Europea ma applicabili successivamente al 30 settembre 2012” e “Principi conta-

bili, emendamenti ed interpretazioni non ancora omologati dall’Unione Europea” vengono

invece riepilogate le variazioni che saranno adottate nei prossimi esercizi, indicando nei limiti

del possibile gli effetti attesi per il Gruppo A2A.

Principi contabili, emendamenti e interpretazioni omologatidall’Unione Europea ma applicabili successivamente al 30 settembre2012

Le principali variazioni dei principi contabili internazionali, già omologate dall’Unione

Europea, non ancora applicate al 30 settembre 2012, ma che saranno presumibilmente appli-

cate alla data prevista dal principio, sono di seguito illustrate:

• IAS 1 “Presentazione del bilancio”; la modifica, omologata in data 6 giugno 2012 ed

applicabile con decorrenza 1° luglio 2012, riguarda la presentazione dei dati contenuti nel

Conto economico complessivo. In particolare, l’emendamento in oggetto mantiene

l’opzione di presentare il Conto economico e il Conto economico complessivo sia in un

unico prospetto che in due prospetti separati, ma riportati l’uno di seguito all’altro. Viene

inoltre richiesto di raggruppare nel Conto economico complessivo le componenti che

saranno riversate nel Conto economico negli esercizi successivi: i dati potranno essere

presentati sia al netto che al lordo del relativo effetto fiscale;

• IAS 19 “Benefici a dipendenti”, omologato in data 6 giugno 2012 ed applicabile a partire dal

1° gennaio 2013. Le modifiche prese in considerazione nell’emendamento in oggetto

possono classificarsi in tre grandi categorie:

(i) rilevazione ed esposizione in bilancio;

Variazioni di principi contabili


47

(ii) informazioni integrative (disclosures);

(iii) ulteriori modifiche.

La prima categoria di modifiche interessa i piani a benefici definiti. In particolare viene

abbandonato il metodo del corridoio nella rilevazione degli utili e delle perdite attuariali

con il contestuale obbligo di rilevare tali componenti immediatamente a Conto

economico.

Per quanto riguarda la presentazione in bilancio è stato stabilito di suddividere la

variazione nell’obbligazione a benefici definiti nelle tre seguenti componenti:

1. operativa (service cost);

2. finanziaria (finance cost);

3. valutativa (remeasurement cost).

In merito all’informativa integrativa, oltre all’eliminazione della disclosure relativa al

differimento nella rilevazione dei componenti reddituali (non più necessaria a seguito

dell’eliminazione dell’opzione per il metodo del corridoio), viene proposta l’informativa

relativa alle caratteristiche dei piani e dei relativi importi iscritti in bilancio, al rischio

derivante dai piani e comprendente una analisi di sensività delle fluttuazioni nel rischio

demografico e infine alla partecipazione a piani pensionistici relativi a più datori di lavoro

(cd. multi employer plans).

Principi contabili, emendamenti ed interpretazioni non ancoraomologati dall’Unione Europea

Non sono stati applicati i seguenti principi e interpretazioni in quanto al momento gli organi

competenti dell’Unione Europea non hanno ancora concluso il relativo processo di omologa-

zione.

• IAS 12 “Imposte sul reddito”: in data 20 dicembre 2010 lo IASB ha emesso un

emendamento, applicabile in modo retrospettivo dal 1° gennaio 2012, al principio in

oggetto che chiarisce la determinazione delle imposte differite sugli investimenti

immobiliari valutati al fair value. La modifica introduce la presunzione che le imposte

differite relative agli investimenti immobiliari valutati al fair value secondo lo IAS 40

“Investimenti immobiliari” devono essere determinate tenendo conto che il valore

contabile di tale attività sarà recuperato attraverso la vendita. Conseguentemente a tale

emendamento il SIC 21 “Imposte sul reddito – Recuperabilità di un’attività non

ammortizzabile rivalutata” non sarà più applicabile;

• IFRS 9 “Strumenti finanziari”, applicabile dal 1° gennaio 2015 in modo retrospettivo (in

precedenza l’applicazione era stata fissata a partire dal 1° gennaio 2013), rappresenta la

prima parte di un processo per fasi che ha lo scopo di sostituire interamente lo IAS 39



48

“Strumenti finanziari: rilevazione e valutazione” e introduce dei nuovi criteri per la

classificazione e valutazione delle attività e passività finanziarie. In particolare, per le

attività finanziarie il principio in esame utilizza un unico approccio basato sulle modalità

di gestione degli strumenti finanziari e sulle caratteristiche dei flussi di cassa

contrattuali delle attività finanziarie stesse al fine di determinarne il criterio di

valutazione, sostituendo le diverse regole previste dallo IAS 39. Per le passività

finanziarie, invece, la principale modifica avvenuta riguarda il trattamento contabile

delle variazioni di fair value di una passività finanziaria designata come valutata al fair

value attraverso il Conto economico, nel caso in cui queste siano dovute alla variazione

del merito creditizio della passività stessa. Secondo il nuovo principio tali variazioni

devono essere rilevate negli Altri utili/(perdite) complessivi e non transiteranno più nel

Conto economico;

• IFRS 10 “Bilancio consolidato”, pubblicato dallo IASB in data 12 maggio 2011 e applicabile a

decorrere dal 1° gennaio 2014. L’IFRS 10 stabilisce i criteri relativi alla presentazione e alla

predisposizione del bilancio consolidato ed enfatizza il concetto di controllo,

indipendentemente dalla natura della partecipazione detenuta dall’entità che redige il

bilancio consolidato. Il controllo si manifesta qualora ricorrano contemporaneamente le

tre condizioni di seguito riportate:

1. il potere di influenzare e dirigere le attività rilevanti della società partecipata;

2. l’esposizione, o il diritto, a risultati variabili in forza della partecipazione nella

controllata;

3. la capacità di utilizzare il potere sulla società partecipata al fine di condizionare il

risultato dell’entità che detiene la partecipazione.

Il potere di influenzare le attività che incidono significativamente sui risultati della

partecipata (cd. attività rilevanti) può essere esercitato più comunemente attraverso i

diritti di voto (inclusi i diritti di voto potenziali), ma anche in forza di accordi contrattuali.

Le attività rilevanti, in caso di controllo in virtù di diritti di voto, sono rappresentate dalle

attività operative (sviluppo, acquisto e vendita di prodotti) e da attività inerenti la gestione

finanziaria (ottenimento e negoziazione di finanziamenti, acquisizioni e dismissioni di

attività finanziarie).

I risultati variabili comprendono, tra l’altro, i dividendi, la remunerazione legata alla

fornitura di servizi dalla controllante alle attività della controllata e i benefici aventi natura

fiscale.

La terza condizione nella valutazione circa l’esistenza del controllo considera

l’interazione tra le prime due. In alcune circostanze, in particolare, un’entità può avere

interesse in un insieme di attività e passività della partecipata in forza di un vincolo legale

o contrattuale. L’IFRS 10 stabilisce che, ai fini della determinazione dell’esistenza del

controllo, tale insieme di attività e passività può essere considerato un’entità separata



49

solo se economicamente distinta dall’entità nel suo complesso e risulta quindi una

società controllata ai fini del bilancio consolidato. Conseguentemente all’introduzione

del principio in oggetto è stata pubblicata una versione revised dello IAS 27 “Bilancio

separato”, che conserva il ruolo di principio generale di riferimento in tema di bilancio

separato, e dello IAS 28 “Partecipazioni in imprese collegate e joint ventures”; viene

inoltre superata l’interpretazione SIC 12 “Consolidamento - società a destinazione

specifica”. Nel mese di luglio 2012 il principio in oggetto è stato parzialmente modificato,

limitando i requisiti di informativa comparativa al solo periodo di confronto precedente.

È consentita l’adozione in via anticipata del principio in oggetto una volta avvenuta

l’omologazione;

• IFRS 11 “Accordi di compartecipazione”, pubblicato dallo IASB in data 12 maggio 2011 e

applicabile dal 1° gennaio 2014. Il principio in oggetto stabilisce che in un accordo di

compartecipazione due o più parti detengono il controllo in via congiunta e che le decisioni

riguardanti le attività rilevanti richiedono il consenso unanime delle parti. L’IFRS 11

individua due tipologie distinte di accordi congiunti:

1. le operazioni congiunte;

2. le joint ventures.

Le due tipologie si distinguono in base ai diritti e agli obblighi che sorgono in capo alle parti

di un accordo congiunto; in una operazione congiunta le parti hanno diritti riguardanti le

attività e obbligazioni relative alle passività dell’accordo congiunto, mentre in una joint

venture le parti hanno diritti alle attività nette dell’accordo. L’IFRS 11 stabilisce che le

attività, passività, costi e ricavi di un’operazione congiunta vengano rilevate dalle parti in

base alla percentuale di controllo e, per contro, che le joint ventures siano rilevate dalle

parti utilizzando il metodo del Patrimonio netto, così come previsto dallo IAS 28

“Partecipazioni in imprese collegate e joint ventures”.

Le operazioni congiunte sono rilevate nello stesso modo sia nel bilancio separato che nel

bilancio consolidato, con la rilevazione di attività, passività, costi e ricavi in base alla

percentuale di controllo, mentre le joint ventures, così come le partecipazioni in imprese

controllate e collegate, possono essere rilevate nel bilancio separato sia al costo che in

base all’IFRS 9 “Strumenti finanziari” (e allo IAS 39 “Strumenti finanziari: rilevazione e

valutazione”), così come previsto dallo IAS 27 “Bilancio separato”. Per quanto riguarda i

requisiti di informativa da fornire nelle Note illustrative si rimanda per completezza a

quanto stabilito dal nuovo IFRS 12 “Informazioni addizionali su partecipazioni in altre

imprese”. Nel mese di luglio 2012 il principio in oggetto è stato parzialmente modificato,

limitando i requisiti di informativa comparativa al solo periodo di confronto precedente. È

consentita l’adozione in via anticipata del principio in oggetto una volta avvenuta la relativa

omologazione;



50

• IFRS 12 “Informazioni addizionali su partecipazioni in altre imprese”, emanato dallo IASB in

data 12 maggio 2011 e applicabile dal 1° gennaio 2014. Il principio in oggetto stabilisce dei

requisiti minimi di informativa, integrandoli con quelli già determinati da altri principi, da

fornire su ogni tipologia di partecipazione, ivi incluse quelle su imprese controllate, gli

accordi di compartecipazione, collegate, società a destinazione specifica ed altre società

veicolo non consolidate. Nel mese di luglio 2012 il principio in oggetto è stato parzialmente

modificato, limitando i requisiti di informativa comparativa al solo periodo di confronto

precedente;

• IFRS 13 “Misurazione del fair value”, emesso dallo IASB in data 12 maggio 2011 e

applicabile dal 1° gennaio 2013. L’IFRS 13 definisce il fair value, fornisce una guida alla

sua determinazione ed introduce dei requisiti di informativa. Il principio in oggetto non

specifica quando la valutazione al fair value è richiesta, ma stabilisce le modalità di

calcolo del fair value quando il suo utilizzo è richiesto da altri principi. Il nuovo

principio si applica a tutte le transazioni, sia finanziarie che non, per le quali i principi

contabili internazionali richiedano o consentano la valutazione al fair value, con

l’eccezione delle operazioni rilevate in base all’IFRS 2 “Pagamenti basati su azioni”, dei

contratti di leasing regolati dallo IAS 17 “Leasing”, delle transazioni rilevate in base al

“valore netto di realizzo”, così come previsto dallo IAS 2 “Rimanenze”, e al “Valore

d’uso”, così come definito dallo IAS 36 “Perdita di valore di attività”. Il principio

definisce il fair value come il corrispettivo al quale un’attività può essere scambiata, o

una passività estinta, tra parti consapevoli e disponibili, in una transazione tra terzi

indipendenti. Nei casi in cui le transazioni siano osservabili direttamente in un

mercato, la determinazione del fair value può essere relativamente semplice, ma ove

non lo fossero vengono utilizzate tecniche di valutazione. Il principio in oggetto ne

descrive tre da utilizzare per il calcolo del fair value e sono rappresentate

dall’approccio “di mercato”, che prevede l’utilizzo dei prezzi e di altre informazioni

rilevanti generate da altre transazioni che coinvolgono attività e passività simili, dal

cosiddetto “Income approach”, che consiste nell’attualizzazione dei flussi di cassa in

entrata e in uscita futuri, e infine dal “Cost approach”, che richiede che l’entità

determini un valore che rifletta l’importo che attualmente verrebbe richiesto per

sostituire la capacità di servizio di una attività. Per quanto riguarda l’informativa da

fornire in bilancio, l’IFRS 13 estende la gerarchia di tre livelli di fair value variabili in base

agli input utilizzati nelle tecniche di valutazione, già prevista dall’IFRS 7 “Strumenti

finanziari: informazioni integrative” a tutte le attività e passività che rientrano nel suo

ambito di applicazione. Alcuni requisiti di informativa sono differenti a seconda che la

valutazione del fair value sia effettuata su una base ricorrente o non ricorrente: per

ricorrenti si intendono le valutazioni al fair value che altri principi contabili richiedono

al termine di ciascun periodo di bilancio, mentre per non ricorrenti le valutazioni al fair



51

value richieste solo in particolari circostanze. È consentita l’adozione in via anticipata

del principio in oggetto;

• IAS 27 Revised “Bilancio separato”, emanato dallo IASB in data 12 maggio 2011 e

applicabile dal 1° gennaio 2014; contestualmente all’introduzione del principio IFRS 10

“Bilancio consolidato” è stata pubblicata una versione revised del principio in oggetto

che conserva il ruolo di principio generale di riferimento in tema di bilancio separato. Il

presente principio si applica nella valutazione delle partecipazioni in imprese controllate,

collegate e joint ventures nel bilancio separato della controllante. Le joint ventures, così

come le partecipazioni in imprese controllate e collegate, possono essere rilevate nel

bilancio separato sia al costo che in base all’IFRS 9 “Strumenti finanziari” (e allo IAS 39

“Strumenti finanziari: rilevazione e valutazione”). Quando una società controllante, in

accordo con quanto stabilito dell’IFRS 10 “Bilancio consolidato”, sceglie di non

predisporre il bilancio consolidato, nel bilancio separato deve fornire informazioni circa

le partecipazioni in imprese controllate, collegate e joint ventures, le sedi principali (e la

sede legale se differente) delle loro attività, la percentuale di possesso nelle singole

società partecipate e l’informativa riguardante il metodo utilizzato per la loro rilevazione

in bilancio. È consentita l’adozione in via anticipata del principio in oggetto una volta

ultimato il relativo processo di omologazione e, in tal caso, devono essere

contemporaneamente applicati anche l’IFRS 10 “Bilancio consolidato”, l’IFRS 11 “Accordi

congiunti”, l’IFRS 12 “Informativa riguardante partecipazioni in altre imprese” e lo IAS 28

(così come modificato nel 2011);

• IAS 28 Revised “Partecipazioni in imprese collegate e joint ventures”, emanato dallo

IASB in data 12 maggio 2011 e applicabile dal 1° gennaio 2014; contestualmente

all’introduzione del principio IFRS 10 “Bilancio consolidato” è stata pubblicata una

versione revised del principio in oggetto che ha lo scopo di stabilire i criteri per la

rilevazione delle partecipazioni in imprese collegate e joint ventures. Un’entità che

eserciti controllo in via congiunta, o influenza notevole, su un altro soggetto deve

rilevare la propria partecipazione utilizzando il metodo del Patrimonio netto. È

consentita l’adozione in via anticipata del principio in oggetto una volta concluso il

relativo processo di omologazione e, in tal caso, devono essere contemporaneamente

applicati anche l’IFRS 10 “Bilancio consolidato”, l’IFRS 11 “Accordi congiunti”, l’IFRS 12

“Informazioni addizionali su partecipazioni in altre imprese” e lo IAS 27 (così come

modificato nel 2011);

• IFRS 7 “Strumenti finanziari: informazioni integrative”, emesso in data 16 dicembre 2011

dallo IASB ed applicabile in modo retrospettivo per gli esercizi aventi inizio dopo il 1°

gennaio 2013. L’emendamento in oggetto richiede informazioni sugli effetti o sui

potenziali effetti dei contratti di compensazione delle attività e passività finanziarie sulla

Situazione patrimoniale-finanziaria;



52

• IAS 32 “Strumenti finanziari: esposizione nel bilancio”, emanato dallo IASB in data 16

dicembre 2011 e applicabile in modo retrospettivo per gli esercizi aventi inizio dopo il 1°

gennaio 2014. L’emendamento in oggetto chiarisce l’applicazione di alcuni criteri per la

compensazione delle attività e delle passività finanziarie presenti nello IAS 32;

• IFRS 1 “Prima adozione degli International Financial Reporting Standards”: in data 13

marzo 2012 lo IASB ha emesso una proposta di emendamento al principio in oggetto

riguardante la contabilizzazione dei contributi pubblici e l’informativa sull’assistenza

pubblica. In particolare, la modifica in esame introduce l’esenzione dell’applicazione in

modo retrospettivo delle disposizioni contenute nell’IFRS 9 “Strumenti finanziari” e nello

IAS 20 “Contabilizzazione dei contributi pubblici e l’informativa sull’assistenza pubblica”

per quei contributi pubblici in essere alla data di transizione ai principi contabili

internazionali IAS/IFRS. La modifica in oggetto è applicabile per gli esercizi aventi inizio

dopo il 1° gennaio 2013, ma è consentita un’adozione in via anticipata;

• IFRIC 20 “Stripping costs di una miniera di superficie sostenuti in fase di produzione”,

emesso dallo IASB in data 19 ottobre 2011 ed applicabile del 1° gennaio 2013;

l’interpretazione in oggetto si occupa della contabilizzazione dei costi legati alla rimozione

dei “rifiuti” nella fase di produzione della miniera. Il documento interpretativo opera una

distinzione fra i benefici ricavabili dalle operazioni di waste removal. I benefici possono

consistere sia nel reperimento di materiale minerario che è comunque utilizzabile

dall’impresa, sia in un migliore accesso ai depositi veri e propri.

Nel primo caso, i materiali rappresentano vere e proprie rimanenze e i costi in questione

sono, perciò, trattati come tali (in conformità allo IAS 2 “Rimanenze”).

Nel secondo, i costi vanno contabilizzati come un’attività non corrente (“Stripping activity

asset”), a condizione che i benefici economici futuri associati al migliore accesso al

deposito minerario affluiranno, con ogni probabilità, all’impresa.

In data 17 maggio 2012, lo IASB ha emesso un insieme di proposte di modifiche agli IFRS

“Improvements to IFRS 2009 - 2011”, che saranno applicabili in modo retrospettivo a partire

dal 1° gennaio 2013. Le principali modifiche riguardano:

a) IAS 1 “Presentazione del bilancio”, chiarisce i criteri per la classificazione in bilancio delle

passività tra correnti e non correnti;

b) IAS 16 “Immobili, impianti e macchinari”, chiarisce che i servicing equipment dovranno

essere classificati nella voce immobili, impianti e macchinari se utilizzati per più di un

esercizio, nelle rimanenze di magazzino in caso contrario;

c) IAS 32 “Strumenti finanziari: esposizione in bilancio”, chiarisce il trattamento fiscale

relativo alle imposte dirette sulle distribuzioni ai possessori di strumenti di capitale e sui

costi di transazione sugli strumenti di capitale; si chiarisce che le imposte dirette relative a

questa fattispecie seguono le regole dello IAS 12 “Imposte sul reddito”;



53

d) IAS 34 “Bilanci intermedi”, disciplina l’informativa a livello di segment reporting; in

particolare chiarisce che il totale delle attività per ciascun settore o segmento operativo

dovrà essere riportato solo se tale informazione è regolarmente fornita dal chief

operating decision maker dell’entità e si è verificato un cambiamento materiale nel totale

dell’attività del segmento rispetto a quanto riportato nell’ultima Relazione finanziaria

annuale.



54

Il Resoconto intermedio di gestione del Gruppo A2A al 30 settembre 2012 include i dati della

capogruppo A2A S.p.A. e quelli delle società controllate delle quali A2A S.p.A. dispone, diretta-

mente o indirettamente, della maggioranza dei diritti di voto esercitabili nell’assemblea ordi-

naria. Sono altresì consolidate, con il metodo del Patrimonio netto, le società sulle quali la

capogruppo esercita il controllo congiuntamente con altri soci (joint venture) e quelle sulle

quali esercita un’influenza notevole.

A seguito dell’operazione di acquisizione da parte di Delmi S.p.A. del 70% del capitale sociale

di Edipower S.p.A. e della contestuale cessione del 50% della partecipazione in Transalpina di

Energia S.r.l., società consolidata in precedenza con il metodo del Patrimonio netto e classifi-

cata ai sensi dell’IFRS 5 tra le “Attività non correnti destinate alla vendita”, Edipower S.p.A. al

30 settembre 2012 è stata consolidata integralmente, a partire dal giugno 2012, mentre

Transalpina di Energia S.r.l. è uscita dal perimetro di consolidamento.

Per effetto della cessione della partecipazione in A2A Coriance S.a.s., capogruppo del Gruppo

Coriance, tale società, che al 30 giugno 2012 risultava iscritta alla voce “Attività non correnti

destinate alla vendita”, è uscita da perimetro di consolidamento.

Area di consolidamento


55

Criteri di consolidamento

Società controllate

L’area di consolidamento del Gruppo A2A comprende oltre alla capogruppo A2A S.p.A. le

società nelle quali la stessa esercita direttamente o indirettamente il controllo, anche quando

la percentuale di possesso risulta inferiore al 50%. Le società controllate vengono consolidate

a partire dalla data in cui il controllo è stato effettivamente acquisito dal Gruppo e cessano di

essere consolidate integralmente dalla data in cui il controllo viene ceduto a società esterne al

Gruppo.

Società collegate e Joint Ventures

Le partecipazioni in società collegate, nelle quali cioè il Gruppo A2A detiene una partecipa-

zione rilevante ed è in grado di esercitare un’influenza notevole, e quelle nelle quali A2A

S.p.A. detiene il controllo congiunto con altri soci (joint venture), sono valutate con il meto-

do del Patrimonio netto. Gli utili o le perdite di competenza del Gruppo sono riconosciuti

nel bilancio dalla data in cui ha avuto inizio l’influenza notevole o il controllo congiunto sulla

società.

Nel caso in cui la perdita di pertinenza del Gruppo ecceda il valore di carico della partecipazio-

ne, quest’ultimo è annullato e l’eventuale eccedenza è rilevata in un apposito fondo nella misu-

ra in cui il Gruppo abbia obbligazioni legali o implicite nei confronti dell’impresa partecipata a

coprire le sue perdite o, comunque, ad effettuare pagamenti per suo conto.

Diritti di voto potenziali

Qualora il Gruppo A2A detenga delle opzioni di acquisto (Call) su azioni o strumenti rappre-

sentativi di capitale (Warrant) che sono convertibili in azioni ordinarie, o altri strumenti simili

che hanno la potenzialità, se esercitati o convertiti, di dare al Gruppo diritti di voto o ridurre i

Criteri e procedure diconsolidamento


56

diritti di voto di terzi (“diritti di voto potenziali”), tali diritti di voto potenziali sono presi in con-

siderazione al fine di valutare se il Gruppo abbia il potere o meno di governare o influenzare le

politiche finanziarie e gestionali di un’altra società.

Trattamento delle opzioni put su azioni di imprese controllate

Il Gruppo ha concesso delle opzioni put a soci di minoranza che danno il diritto a questi ultimi

di richiedere al Gruppo A2A di acquistare le azioni da loro possedute a una data futura.

Lo IAS 32, paragrafo 23, stabilisce che un contratto che contiene un’obbligazione per un’entità

di acquisire azioni per cassa o a fronte di altre attività finanziarie dia luogo a una passività finan-

ziaria per il valore attuale del prezzo di esercizio dell’opzione.

Pertanto, qualora l’entità non abbia il diritto incondizionato a evitare la consegna di cassa o di

altri strumenti finanziari al momento dell’eventuale esercizio di una opzione put su azioni

d’imprese controllate, si deve procedere all’iscrizione del debito.

In assenza di specifiche indicazioni da parte dei principi contabili di riferimento, il Gruppo A2A

considera già acquisite dal Gruppo le azioni oggetto di opzioni put, anche nei casi in cui restino

in capo ai soci terzi i rischi e i benefici connessi alla proprietà delle azioni e continuino a rima-

nere esposti al rischio di equity, e procede alla prima iscrizione del debito derivante dal sorge-

re dell’obbligazione e alle eventuali successive variazioni dello stesso non dipendenti dal sem-

plice trascorrere del tempo (unwinding dell’attualizzazione del prezzo d’esercizio) con

contropartita il Patrimonio netto di Gruppo.

Procedure di consolidamento

Procedura generale

I bilanci delle controllate, collegate e joint ventures consolidate dal Gruppo A2A 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 tran-

sazioni infragruppo, inclusi eventuali utili non realizzati derivanti da rapporti intrattenuti tra

società del Gruppo, sono completamente eliminati.

Nella preparazione del Resoconto vengono assunte linea per linea le attività, le passività, non-

ché 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 econo-

mico la quota del Patrimonio netto e del risultato del periodo di loro spettanza.


Criteri e procedure di consolidamento

57

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.

Le operazioni con soci di minoranza che non comportano la perdita del controllo in imprese

consolidate sono trattate secondo l’approccio dell’entità economica (economic entity

view).

Procedura di consolidamento delle attività e passività detenute per lavendita (IFRS 5)

Nel solo caso di valori particolarmente significativi ed esclusivamente in relazione alle attività

e passività non correnti detenute per la vendita, in ottemperanza a quanto richiesto dall’IFRS

5 i crediti e debiti finanziari verso le altre società del Gruppo (rapporti infragruppo) non ven-

gono eliminati, in modo da evidenziare chiaramente l’impatto finanziario dell’eventuale possi-

bile dismissione.

Descrizione dell’operazione relativa al riassetto azionario di EdisonS.p.A. ed Edipower S.p.A.

Successivamente all’intesa preliminare raggiunta in data 26 dicembre 2011 tra A2A S.p.A., EdF

S.A., Delmi S.p.A., Edison S.p.A. e Alpiq S.A. per il riassetto societario di Edison S.p.A. ed

Edipower S.p.A., in data 15 febbraio 2012 sono stati sottoscritti i contratti per l’esecuzione

dell’operazione.

Il corrispettivo inizialmente pattuito per la cessione di Transalpina di Energia S.r.l. era stato fis-

sato a 704 milioni di euro, corrispondente a una valorizzazione pari a 0,84 euro per azione

Edison S.p.A.. Tale quantificazione era il risultato di un negoziato tra le parti e in linea con la

media dei prezzi di borsa delle azioni Edison S.p.A. dei precedenti dodici mesi.

Per l’acquisizione del 70% di Edipower S.p.A. era stato invece fissato un corrispettivo di com-

plessivi 804 milioni di euro (604 milioni di euro per la partecipazione pari al 50% detenuta da

Edison S.p.A. e 200 milioni di euro per la partecipazione pari al 20% detenuta da Alpiq S.A.).

Con riferimento ai criteri adottati per la valorizzazione dell’acquisizione, nonché alla con-

gruità del medesimo, su richiesta del Consiglio di amministrazione di Delmi S.p.A., l’advisor

Merrill Lynch International ha emesso, in data 26 gennaio 2012, una fairness opinion.

L’operazione, così come disciplinata nei menzionati contratti sottoscritti in data 15 febbraio

2012, era subordinata, tra l’altro, alla conferma da parte di CONSOB che il prezzo dell’offerta



58

pubblica di acquisto obbligatoria (“OPA”) - che a seguito dell’acquisizione del controllo da

parte di EdF S.A. avrebbe dovuto essere lanciata da quest’ultima sulle azioni ordinarie ancora

in circolazione di Edison S.p.A. (circa il 19,37%) - non fosse superiore a 0,84 euro per azione,

nonché all’approvazione da parte delle competenti autorità antitrust.

Le condizioni sospensive relative alle autorizzazioni da parte delle competenti autorità anti-

trust, per l’acquisizione e per la cessione, si sono avverate rispettivamente in data 18 aprile

2012 e 10 maggio 2012.

In data 4 aprile 2012, con comunicazione n. 12027130, CONSOB ha espresso talune perples-

sità in ordine alla fissazione del prezzo d’OPA a 0,84 euro. Delmi S.p.A. ed EdF S.A., pur riget-

tando integralmente le considerazioni espresse da CONSOB in tale comunicazione, in data

27 aprile 2012 hanno presentato a CONSOB un quesito in ordine al calcolo del prezzo

dell’OPA nel quale si prospettavano alcune modifiche agli accordi sottoscritti in data 15 feb-

braio 2012.

Infine, a seguito della comunicazione n. 12036271, emessa da CONSOB in data 3 maggio 2012

e che definiva in 0,89 euro il prezzo d’OPA per le azioni di Edison S.p.A., in data 5 maggio 2012

sono stati stipulati i seguenti atti a parziale modifica del contratto sottoscritto in data 15 feb-

braio 2012:

(i) accordo tra A2A S.p.A. e Delmi S.p.A., da una parte, e EdF S.A., dall’altra, che ha previsto che

il prezzo di cessione a EdF S.A. del 50 % di Transalpina di Energia S.r.l. di proprietà di Delmi

S.p.A. fosse aumentato da 704 milioni di euro a 784 milioni di euro (che rifletteva la

valorizzazione a 0,89 euro per azione di Edison S.p.A.). Inoltre veniva formalizzato

l’impegno di Delmi S.p.A. a corrispondere a EdF S.A. un importo pari al 50% del maggior

onere che EdF S.A. avrebbe dovuto sostenere in conseguenza del lancio dell’OPA

obbligatoria sulle azioni Edison S.p.A. al prezzo di 0,89 euro per azione (in luogo di 0,84

euro per azione), in ogni caso fino al massimo di 25 milioni di euro. Tale maggior onere, per

la sua interezza, era stato prudenzialmente considerato nella Relazione finanziaria

semestrale consolidata al 30 giugno 2012 quale maggior costo di acquisto della

partecipazione in Edipower S.p.A. assumendo quindi la totale adesione all’OPA;

(ii) accordo tra A2A S.p.A. e Delmi S.p.A., da una parte, e Edison S.p.A. e Alpiq S.A., dall’altra,

che ha previsto che il prezzo dell’acquisizione da parte di Delmi S.p.A. del 50% di Edipower

S.p.A. di proprietà di Edison S.p.A. fosse incrementato da 604 milioni di euro a 684 milioni

di euro, incrementando così il corrispettivo totale per il 70% di Edipower S.p.A. da 804

milioni euro a 884 milioni di euro.

La modifica del prezzo di cessione del 50% della partecipazione in TdE S.r.l e del prezzo di

acquisizione del 70% di Edipower S.p.A. non ha avuto effetti economici in merito alla contabi-

lizzazione dell’operazione nel Resoconto intermedio di gestione al 30 settembre 2012.



59

Con riguardo agli aspetti finanziari, il corrispettivo previsto per la cessione di Transalpina di

Energia S.r.l, pari a 784 milioni di euro, è stato pagato interamente dal Gruppo EdF come

segue:

(i) 25 milioni di euro sono stati erogati a Delmi S.p.A. in un escrow account, così come previsto

dal contratto in relazione al meccanismo di aggiustamento del prezzo della cessione;

(ii) i restanti 759 milioni di euro, anziché essere corrisposti direttamente a Delmi S.p.A. che li

avrebbe poi utilizzati per saldare il corrispettivo dell’acquisizione, sono stati corrisposti

dal Gruppo EdF, in forza di una delegazione di pagamento, per 200 milioni di euro ad Alpiq

S.A. e per 559 milioni di euro a Edison S.p.A..

Il corrispettivo previsto per l’acquisizione del 70% di Edipower S.p.A., pari a 884 milioni di

euro (di cui 684 milioni di euro per la partecipazione pari al 50% del capitale sociale di

Edipower S.p.A. di proprietà di Edison S.p.A. e 200 milioni di euro per la partecipazione pari

al 20% del capitale sociale di Edipower S.p.A. di proprietà di Alpiq S.A.) è stato saldato come

segue:

(i) 200 milioni di euro ad Alpiq S.A. e 559 milioni di euro a Edison S.p.A. versati dal Gruppo EdF

per mezzo della delegazione di pagamento sopra descritta;

(ii) i restanti 125 milioni di euro sono stati corrisposti a Edison S.p.A. direttamente da parte di

Delmi S.p.A..

A completamento dell’informativa, nell’ambito dell’operazione, in data 24 maggio 2012 Delmi

S.p.A. ed Edipower S.p.A. hanno perfezionato un contratto di finanziamento a medio termine

con alcune tra le più importanti banche italiane e internazionali per complessivi 1.246 milioni

di euro.

In particolare le banche hanno messo a disposizione linee di credito term in favore di Delmi

S.p.A. per complessivi 146 milioni di euro, della durata di 5 anni su base amortising e destinate

al finanziamento dell’acquisizione. Più precisamente hanno soddisfatto la parte di prezzo non

coperta dalla delegazione di pagamento al Gruppo EdF, come precedentemente descritta, e

l’aggiustamento del prezzo. Gli istituti creditizi hanno inoltre concesso una linea di credito

term a favore di Edipower S.p.A. per 1.050 milioni di euro della durata di 5 anni su base amorti-

sing, destinata a consentire il rimborso da parte di Edipower S.p.A. dei finanziamenti soci in

essere in capo alla stessa. Inoltre, sempre a favore di Edipower S.p.A., è stata accordata una

linea di credito revolving per massimi 50 milioni di euro destinata a finanziare il capitale circo-

lante.

Il Contratto di finanziamento prevede la fusione tra Delmi S.p.A. ed Edipower S.p.A. entro 12

mesi dalla Data di Esecuzione.



60

E’ importante segnalare che, oltre agli accordi perfezionati in data 24 maggio 2012, il

Resoconto intermedio di gestione al 30 settembre 2012 accoglie gli effetti dei contratti e degli

accordi stipulati da A2A S.p.A. con i soci finanziari di Delmi S.p.A., con Dolomiti Energia S.p.A. e

con SEL S.p.A., che vengono di seguito descritti.

a) Diritti concessi ai soci finanziari (Mediobanca, Fondazione CRT e Banca Popolare

di Milano)

In data 24 maggio 2012 A2A S.p.A., gli altri soci di Delmi S.p.A. e Iren Energia S.p.A. (attuale socio

di Edipower S.p.A.) hanno sottoscritto un “Accordo Quadro” relativo alla governance di

Edipower S.p.A. e al suo modello di funzionamento. L’Accordo Quadro ha una durata pari a 5

anni e prevede una clausola di rinnovo automatico salvo disdetta.

L’Accordo Quadro, che risolve e sostituisce i precedenti accordi tra A2A S.p.A. e gli altri soci di

Delmi S.p.A. relativi, tra l’altro, alla struttura organizzativa e al funzionamento di Delmi S.p.A.

stessa, prevede che si darà corso non appena possibile alla fusione per incorporazione, ai sensi

dell’art. 2501-bis del codice civile, tra Delmi S.p.A. ed Edipower S.p.A..

L’Accordo Quadro contiene inoltre previsioni relative alla circolazione delle azioni di

Edipower S.p.A. (lock-up, prelazione, gradimento, diritto di co-vendita e diritto di acquisto) e

al disinvestimento da Edipower S.p.A. stessa.

Con riferimento a tale ultimo punto, si prevede che a partire dalla data del terzo anniversario

della fusione, le parti dell’Accordo Quadro si consulteranno al fine di verificare in buona fede

se sussistano le condizioni per la quotazione di Edipower S.p.A., anche attraverso operazioni

di fusione della stessa con società quotate. In caso di quotazione, i soci finanziari di Delmi

S.p.A., vale a dire Mediobanca, Fondazione CRT e BPM, avranno diritto di collocare sul mercato

le proprie partecipazioni in via prioritaria rispetto alle altre parti dell’Accordo Quadro.

In caso di mancata quotazione entro il 48° mese dalla data di efficacia della fusione,

Mediobanca, Fondazione CRT e BPM avranno ciascuno diritto di ottenere la liquidazione della

propria intera partecipazione in Edipower S.p.A. a fronte di un corrispettivo pari al fair value

della stessa, corrisposto in natura attraverso l’assegnazione di un ramo d’azienda identificato

dal Consiglio di Amministrazione di Edipower S.p.A.. Qualora tale procedura non dovesse per-

fezionarsi entro il 50° mese dalla fusione per qualunque causa, Mediobanca, Fondazione CRT

e BPM avranno ciascuno un’opzione di vendita della propria quota a fair value nei confronti

degli altri soci di Edipower S.p.A. successivamente alla fusione, in proporzione alla partecipa-

zione da ciascuno detenuta nel capitale di Edipower S.p.A..

La sottoscrizione dell’Accordo Quadro e dei conseguenti diritti concessi ai soci finanziari

(Mediobanca, Fondazione CRT e BPM) sono stati considerati come put su Non Controlling



61

Interest e trattati contabilmente in conformità a quanto disposto dallo IAS 32, paragrafo 23. Il

principio in oggetto stabilisce che un contratto che contiene un’obbligazione per un’entità di

acquisire azioni proprie “per cassa o a fronte di altre attività finanziarie” dà luogo a una passi-

vità finanziaria per il valore attuale del prezzo di esercizio dell’opzione.

Il Gruppo A2A ha considerato pertanto già acquisite le azioni oggetto di opzioni put, anche

restando in capo ai soci terzi i rischi e i benefici connessi alla proprietà delle azioni e continuan-

do a rimanere esposti al rischio di equity, e ha proceduto alla prima iscrizione del debito deri-

vante dal sorgere dell’obbligazione. Le eventuali successive variazioni del debito non dipen-

denti dal semplice trascorrere del tempo (unwinding dell’attualizzazione del prezzo

d’esercizio) avranno contropartita il Patrimonio netto di Gruppo.

b) Contratto di permuta fra A2A S.p.A. e Dolomiti Energia S.p.A.

In data 15 marzo 2012, A2A S.p.A. e Dolomiti Energia S.p.A. hanno sottoscritto un contratto che

prevede un diritto di permuta a favore di Dolomiti Energia S.p.A. In particolare, tale contratto

di permuta prevede che Dolomiti Energia S.p.A. avrà il diritto di scambiare le proprie azioni in

Delmi S.p.A. o Edipower S.p.A. (una volta perfezionata la fusione per incorporazione tra le due

società) con le azioni detenute da A2A S.p.A. nella stessa Dolomiti Energia S.p.A. e alcuni cespi-

ti di A2A S.p.A., ancora in corso di identificazione. Qualora il fair value dei cespiti oggetto della

permuta dovesse risultare inferiore a 16 milioni di euro, è previsto un conguaglio in denaro per

la differenza.

Tale diritto di permuta potrà essere esercitato da Dolomiti Energia S.p.A. nel corso dei 180

giorni successivi al 24° mese successivo alla data di sottoscrizione del contratto di permuta,

salvo accelerazione del suddetto temine di esercizio nel caso in cui A2A S.p.A. eserciti il diritto

di acquisto delle azioni Delmi S.p.A. o Edipower S.p.A. (successivamente alla fusione) in forza

di previsione parasociale o statutaria.

La sottoscrizione del contratto di permuta e dei conseguenti diritti concessi a Dolomiti

Energia S.p.A. sono stati considerati come put su Non Controlling Interest e trattati contabil-

mente come descritto al paragrafo precedente.

c) Contratto di opzione fra A2A S.p.A. e Società Elettrica Altoatesina S.p.A. (SEL)

In data 24 maggio 2012, A2A S.p.A. ha sottoscritto un contratto di opzione con Società

Elettrica Altoatesina S.p.A. (SEL) avente ad oggetto una parte delle azioni Delmi S.p.A., o

Edipower S.p.A. da essa detenute in seguito alla fusione per incorporazione prevista tra le

due società.



62

Attualmente SEL S.p.A. detiene una partecipazione pari al 10% nel capitale sociale di Delmi

S.p.A., mentre successivamente alla fusione per incorporazione di Delmi S.p.A. in Edipower

S.p.A., deterrà una quota del 6,75% del capitale sociale di Edipower S.p.A..

Il contratto di opzione prevede che SEL S.p.A. avrà il diritto di vendere (opzione put) e A2A

S.p.A. avrà il diritto di acquistare (opzione call) le azioni detenute da SEL S.p.A. in Delmi S.p.A.,

o Edipower S.p.A. successivamente alla fusione tra le due società.

SEL S.p.A. potrà esercitare la propria opzione di vendita nel corso dei 3 mesi anteriori al quinto

anniversario del 24 maggio 2012 e parimenti A2A S.p.A. potrà esercitare la propria opzione di

acquisto nel corso dei 3 mesi successivi al quinto anniversario citato. Il prezzo di esercizio di

tali opzioni è costituito da una parte fissa e da una quota variabile determinata sulla base del

fair value delle azioni oggetto dell’opzione alla data del relativo esercizio.

In data 24 maggio 2012, A2A S.p.A. e SEL S.p.A. hanno altresì stipulato un accordo di transazio-

ne e risoluzione consensuale del contratto di opzione tra loro sottoscritto in data 7 luglio 2005

e successivamente modificato. Per effetto di tale accordo sono stati eliminati al 30 settembre

2012 i valori patrimoniali sottostanti presenti nelle Relazioni finanziarie precedenti.

La sottoscrizione del contratto di opzione e dei conseguenti diritti concessi a SEL S.p.A. sono

stati considerati come put su Non Controlling Interest e trattati contabilmente come descrit-

to nei paragrafi precedenti.

In conseguenza degli accordi illustrati, il Resoconto intermedio di gestione al 30 settembre

2012 evidenzia un debito verso Dolomiti Energia S.p.A., SEL S.p.A. e i soci finanziari di Delmi

S.p.A., per l’eventuale esercizio delle opzioni put su azioni Delmi S.p.A., per un ammontare

complessivo pari a circa 304 milioni di euro.

d) Scrittura privata tra A2A S.p.A., A2A Trading S.r.l., Iren S.p.A., Iren Energia S.p.A. e

Iren Mercato S.p.A.

In data 15 maggio 2012, A2A S.p.A., A2A Trading S.r.l., Iren S.p.A., Iren Energia S.p.A. e Iren

Mercato S.p.A. hanno sottoscritto e successivamente, in data 21 maggio 2012, modificato una

scrittura privata avente ad oggetto l’eventuale uscita del Gruppo Iren dalla compagine socie-

taria di Edipower S.p.A.. In particolare, tale scrittura privata attribuisce ad A2A S.p.A. e Iren

S.p.A. il diritto di richiedere, nel mese di gennaio 2013 e nel mese di gennaio 2014, che si proce-

da alla scissione di Edipower S.p.A. con l’attribuzione a Iren S.p.A. e Iren Energia S.p.A. di un

compendio scisso comprendente alcuni assets di generazione in parte termoelettrici e in

parte idroelettrici di valore sostanzialmente equivalente alla quota di partecipazione detenuta

da Iren S.p.A. e Iren Energia S.p.A. in Edipower S.p.A..



63

Nel caso in cui non si potesse eseguire tale scissione, la scrittura privata attribuisce a Iren

S.p.A. e Iren Energia S.p.A. un’opzione di vendita e ad A2A S.p.A. un’opzione di acquisto aventi

entrambe ad oggetto la partecipazione detenuta da Iren S.p.A. e Iren Energia S.p.A. in

Edipower S.p.A.. In caso di esercizio di tali opzioni, Iren S.p.A. acquisterà da Edipower S.p.A.

alcuni assets di generazione in parte termoelettrici e in parte idroelettrici di valore sostanzial-

mente equivalente alla quota di partecipazione detenuta da Iren S.p.A. e Iren Energia S.p.A. in

Edipower S.p.A., contestualmente al trasferimento ad A2A S.p.A. della partecipazione detenu-

ta da Iren S.p.A. e Iren Energia S.p.A. in Edipower S.p.A. oggetto dell’opzione.

Ai sensi della scrittura privata, al fine di consentire l’uscita di Iren S.p.A. e Iren Energia S.p.A.

dalla compagine sociale di Edipower S.p.A., a seguito della scissione o dell’esercizio delle citate

opzioni, A2A S.p.A. o una società dalla stessa controllata potrebbe doversi fare carico della

quota di tolling relativa ad Iren Mercato S.p.A. pari al 23%. La scrittura privata prevede altresì

che nel caso in cui non si potesse eseguire il trasferimento della partecipazione di Iren S.p.A. e

Iren Energia S.p.A. in Edipower S.p.A. oggetto delle menzionate opzioni, la parte alla quale non

sia imputabile il mancato trasferimento potrà, tra l’altro, revocare l’adesione di Iren Mercato

S.p.A. al contratto di tolling.

Per quanto concerne il trattamento contabile dell’operazione, i diritti concessi a Iren S.p.A. e

Iren Energia S.p.A. non determinano in capo al Gruppo A2A alcuna obbligazione di “pagare

cassa o consegnare financial assets”. Infatti il Gruppo A2A, nel caso di esercizio dei propri dirit-

ti da parte di Iren S.p.A., in cambio della partecipazione in Edipower S.p.A. detenuta da Iren

S.p.A. e Iren Energia S.p.A., dovrà consegnare alla stessa un compendio di assets (con eventua-

le conguaglio prezzo in denaro) definito dalla citata scrittura privata. Per tale motivo nel

Resoconto intermedio di gestione al 30 settembre 2012, a fronte dello scambio delle opzioni

concesse, non è stata iscritta alcuna passività.

Si segnala, inoltre, che allo stato attuale A2A S.p.A. considera il compendio di assets di cui

sopra come strategico e quindi, ancorché la scrittura privata conferisca anche ad A2A S.p.A. il

diritto a richiedere la scissione di tali assets a favore di Iren S.p.A., gli stessi non sono stati

iscritti nella voce “Attività non correnti destinate alla vendita”, ai sensi dell’IFRS 5.

e) Opzione concessa al Comune di Varese per la vendita del 9,8% di Aspem S.p.A. e del

10% di Varese Risorse S.p.A.

A2A S.p.A. possiede il 90% delle azioni di Aspem S.p.A., società attiva nei servizi pubblici locali

nella città di Varese ed in altri comuni della Provincia di Varese.

Per effetto del patto parasociale del 15 gennaio 2009, sottoscritto tra A2A S.p.A. e il Comune di

Varese quest’ultimo detiene la facoltà, ma non l’obbligo, di vendere (opzione put) ad A2A



64

S.p.A., in via congiunta tra loro e nel medesimo contesto, il 9,8% del capitale sociale di Aspem

S.p.A. e il 10% del capitale sociale di Varese Risorse S.p.A., controllata al 90% da Aspem S.p.A..

L’esercizio dell’opzione da parte del Comune di Varese potrà essere effettuato successiva-

mente alla scadenza del periodo di intrasferibilità delle azioni di Aspem S.p.A. e Varese Risorse

S.p.A., che decorre nei tre anni successivi alla sottoscrizione del patto parasociale. Si precisa

che tali opzioni sono state valorizzate in base al valore di acquisizione, per Aspem S.p.A., e in

base all’enterprise value per Varese Risorse S.p.A..

Il Gruppo conformemente al disposto del paragrafo 23 dello IAS 32 ha contabilizzato tra i debiti

con contropartita Patrimonio netto il valore attuale dell’esborso stimato cui non potrà sot-

trarsi in caso d’esercizio della citata opzione.

Il Resoconto al 30 settembre 2012 evidenzia un debito verso il Comune di Varese per l’eventua-

le esercizio delle opzioni put su azioni Aspem S.p.A. e Varese Risorse S.p.A. pari a circa 1 milione

di euro, con una corrispondente riduzione del Patrimonio netto di terzi.



65

Dati di sintesi al 30 settembre 2012 e al 30 settembre 2011 delle jointventure (consolidate ad equity)

Dati di sintesi al 30 settembre 2012 Società Metamer(valori in milioni di euro) Gruppo Ecodeco 50% (*) 50%

CONTO ECONOMICO

Ricavi di vendita 10,1 9,0

Margine Operativo Lordo 2,4 0,2

% sui ricavi netti 23,5% 2,2%

Ammortamenti e svalutazioni 0,9 –

Risultato Operativo Netto 1,5 0,1

Risultato del periodo (0,6) 0,1

SITUAZIONE PATRIMONIALE-FINANZIARIA

Totale attività 15,2 5,5

Patrimonio netto 1,1 1,2

(Indebitamento) finanziario netto (3,4) 2,0

(*) Bellisolina S.r.l., Bergamo Pulita S.r.l. e Sed S.r.l..

Dati di sintesi al 30 settembre 2011 Edipower Transalpina Società Metamer(valori in milioni di euro) di Energia Gruppo Ecodeco 20% 50% 50% (*) 50%

CONTO ECONOMICO

Ricavi di vendita 177,9 4.543,0 8,5 7,4

Margine Operativo Lordo 70,0 359,5 0,4 0,2

% sui ricavi netti 39,3% 7,9% 4,7% 2,7%

Ammortamenti e svalutazioni 37,9 300 0,6 -

Risultato Operativo Netto 32,1 59,5 (0,2) 0,2

Risultato del periodo 15,3 (45,0) (0,4) 0,1

SITUAZIONE PATRIMONIALE-FINANZIARIA

Totale attività 772,4 8.403,0 12,2 6,1

Patrimonio netto 430,0 1.720,5 1,0 1,2

(Indebitamento) finanziario netto (212,4) (2.682,5) (3,1) 2,3

(*) Bellisolina S.r.l., Bergamo Pulita S.r.l. e Sed S.r.l..



66

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 filiera riportati nel seguito.

Stagionalità dell’attività


67

Il Gruppo A2A opera principalmente nei settori della produzione, della vendita e della distribu-

zione di gas e di energia elettrica, del teleriscaldamento, dell’ambiente e del ciclo idrico inte-

grato. Tali settori sono a loro volta riconducibili alle seguenti “filiere”:

• Filiera Energia;

• Filiera Calore e Servizi;

• Filiera Ambiente;

• Filiera Reti;

• Altri Servizi e Corporate.

Tale suddivisione in filiere riflette la struttura della reportistica che periodicamente viene analizza-

ta dal management e dal Consiglio di Gestione al fine di gestire e pianificare il business del Gruppo.

Gruppo A2A – Aree di attività


68

Filiere del Gruppo A2A

Energia

Calore e Servizi

Ambiente

Reti

Altri Servizi e Corporate

Filiere delGruppo A2A

Impiantitermoelettrici

ed idroelettrici

EnergyManagement

VenditaEnergia Elettrica e

Gas

Impiantidi cogenerazione

RetiTeleriscaldamento

Venditacalore e altri servizi

Raccoltae spazzamento

Trattamento

Smaltimentoe recuperoenergetico

Retielettriche

Reti gas

Ciclo idricointegrato

Altri servizi

Servizi corporate

Aree geografiche di attività

Impianti idroelettrici

Impianti termoelettrici


Impianti di trattamento rifiuti

Partnership tecnologiche


69

Milioni di euro Energia Calore e Servizi R A A E T C

01 01 12 01 01 11 01 01 12 01 01 11 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 30 09 12 30 09 11 30 09 12 30 09 11 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3

Ricavi 3.990 3.417 208 180 5 5 6 6 1 1 ( ( 4 4

– di cui intersettoriali 128 106 30 22 2 2 4 2 1 1 ( ( – –

Margine Operativo Lordo 332 223 36 27 2 1 2 2 ( ( – ( 7 6

% sui Ricavi 8,3% 6,5% 17,3% 15,0% 3 3 3 3 ( ( 1 1

Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni (188) (167) (26) (25) ( ( ( ( ( ( – – ( (

Risultato operativo netto 144 56 10 2 1 1 1 1 ( ( – ( 4 2

% sui Ricavi 3,6% 1,6% 4,8% 1,1% 2 2 2 2 ( ( 8 6

Oneri/Proventi netti da gestione finanziaria ( (

Oneri/Proventi non operativi – (

Utile al lordo delle imposte 2 1

Oneri per imposte sui redditi ( (

Risultato di attività operative in esercizio al netto delle imposte 1 8

Risultato netto da attività non correnti cedute e destinate alla vendita 4 (

Risultato di pertinenza di terzi ( 3

Utile netto del periodo di pertinenza del Gruppo 1 1

Investimenti lordi (1) 2.182(a) 19 37(b) 33 8 8 2 2 1 1 – – 2 1

(1) Si vedano le voci “Immobilizzazioni materiali” e “Immobilizzazioni immateriali” delle Note illustrative alle voci della Situazione patrimoniale-finanziaria.

(a) Comprende l’effetto del primo consolidamento di Edipower S.p.A. per 2.113 milioni di euro.(b) Comprendono l’acquisizione del ramo d’azienda Tecnovalore per 7 milioni di euro.


3° trim. 3° trim. 3° trim. 3° trim. 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 2012 2011 2012 2011 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2

Ricavi 1.336 1.020 23 18 1 1 2 1 6 5 ( ( 1 1

– di cui intersettoriali 19 20 6 1 8 5 –

Margine Operativo Lordo 165 60 (8) (9) 7 7 6 6 ( ( – ( 2 1

% sui Ricavi 12,4% 5,9% (34,8%) (50,0%) 3 (

Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni (95) (53) (8) (9) ( ( – – ( (

Risultato operativo netto 70 7 (16) (18) 4 4 4 3 ( ( – ( 1 5

% sui Ricavi 5,2% 0,7% (69,6%) (100,0%) 2 2 3

Investimenti lordi 44 9 11 13 2 – – 9 6

Risultati per settore di attività


70



E C Reti Ambiente Altri Servizi e Elisioni Totale Gruppo Corporate

0 0 0 0 01 01 12 01 01 11 01 01 12 01 01 11 01 01 12 01 01 11 01 01 12 01 01 11 01 01 12 01 01 11 3 3 3 3 30 09 12 30 09 11 30 09 12 30 09 11 30 09 12 30 09 11 30 09 12 30 09 11 30 09 12 30 09 11

3 3 2 1 541 514 634 610 187 170 (643) (586) 4.917 4.305

1 1 3 2 272 276 42 22 171 160 (643) (586) – –

3 2 3 2 205 199 206 216 (3) (16) – (1) 776 648

8 6 1 1 37,9% 38,7% 32,5% 35,4% (1,6%) (9,4%) 15,8% 15,1%

( ( ( ( (82) (82) (62) (81) (13) (23) – – (371) (378)

1 5 1 2 123 117 144 135 (16) (39) – (1) 405 270

3 1 4 1 22,7% 22,8% 22,7% 22,1% (8,6%) (22,9%) 8,2% 6,3%

(151) (87)

– (5)

254 178

(125) (94)

129 84

43 (3)

(3) 33

169 114

2 1 3 3 81 85 29 23 16 16 – – 2.345 176


3 3 3 3 3° trim. 3° trim. 3° trim. 3° trim. 3° trim. 3° trim. 3° trim. 3° trim. 3° trim. 3° trim. 2 2 2 2 2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011

1 1 2 1 178 167 200 192 64 57 (174) (160) 1.627 1.294

1 2 6 1 84 80 6 5 59 54 (174) (160) – –

1 6 ( ( 71 71 66 64 (2) (2) – (1) 292 183

1 5 ( ( 39,9% 42,5% 33,0% 33,3% (3,1%) (3,5%) 17,9% 14,1%

( ( ( ( (28) (28) (19) (32) (17) (10) – – (167) (132)

7 7 ( ( 43 43 47 32 (19) (12) – (1) 125 51

5 0 ( ( 24,2% 25,7% 23,5% 16,7% (29,7%) (21,1%) 7,7% 3,9%

4 9 1 1 25 30 12 12 4 5 – – 96 69

71



72


30 09 12 31 12 11 30 09 12 31 12 11 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3

Immobilizzazioni materiali 4.289 2.171 477 471 1 1 4 4 2 2 ( ( 6 4

Immobilizzazioni immateriali 61 57 43 163 1 1 3 3 8 7 ( ( 1 1

Crediti commerciali e attività finanziarie correnti 1.614 1.903 77 182 3 3 2 2 1 3 ( ( 1 2

Debiti commerciali e passività finanziarie correnti 1.290 1.606 73 174 2 3 1 1 4 5 ( ( 1 2



73


3 3 3 3 30 09 12 31 12 11 30 09 12 31 12 11 30 09 12 31 12 11 30 09 12 31 12 11 30 09 12 31 12 11

4 2 4 4 1.340 1.456 453 477 221 220 (107) (110) 6.673 4.685

6 5 4 1 1.362 1.364 36 37 81 79 (193) (197) 1.390 1.503

1 1 7 1 320 341 289 256 141 309 (517) (800) 1.924 2.191

1 1 7 1 273 305 182 176 457 560 (517) (798) 1.758 2.023

Variazioni dell’area di consolidamento rispetto al 31 dicembre 2011

L’area di consolidamento al 30 settembre 2012 è stata influenzata, rispetto al precedente

esercizio, dall’effetto dell’operazione di acquisizione da parte di Delmi S.p.A. del 70% del

capitale sociale di Edipower S.p.A. e della contestuale cessione del 50% della

partecipazione in Transalpina di Energia S.r.l.. In particolare Edipower S.p.A., società

consolidata in precedenza con il metodo del Patrimonio netto, al 30 settembre 2012 è

stata consolidata integralmente mentre Transalpina di Energia S.r.l., società in

precedenza classificata ai sensi dell’IFRS 5 tra le “Attività non correnti destinate alla

vendita”, è uscita dal perimetro di consolidamento.

Si segnala inoltre che per effetto della cessione della partecipazione in A2A Coriance

S.a.s., capogruppo del Gruppo Coriance, tale società è uscita dal perimetro di

consolidamento.

Note illustrative alle voci della Situazionepatrimoniale-finanziaria


74

ATTIVITA’

Attivita’ non correnti

1) Immobilizzazioni materiali

Milioni di euro Valore Edipower Variazioni del periodo Valore

al primo

Investim./ Altre Dismis. Svalutaz. Ammorta- Totale al

31 12 2011

consolida-

Acquisiz. variaz. e cessioni menti Variaz. 30 09 2012

mento

Terreni 244 5 5 249

Fabbricati 818 305 8 1 (1) (28) (20) 1.103

Impianti e macchinario 3.130 1.300 82 33 (19) (201) (105) 4.325

Attrezzature industriali e commerciali 39 2 3 (4) (1) 40

Altri beni 59 2 8 3 (1) (11) (1) 60

Discariche 11 1 1 (2) 11

Beni gratuitamente devolvibili 297 418 (25) (25) 690

Immob.in corso e acconti 66 80 63 (35) (1) 27 173

Migliorie su beni in locazione 12 2 (1) 1 13

Beni acquistati in leasing 9 1 (1) 9

Totale 4.685 2.107 173 3 (21) (1) (273) (119) 6.673

di cui:

Costo storico 7.658 2.107 173 3 (29) (1) 146 9.911

Fondo ammortamento (2.973) 8 (273) (265) (3.238)

Le “Immobilizzazioni materiali” sono pari a 6.673 milioni di euro (4.685 milioni di euro al 31

dicembre 2011) e presentano un incremento netto di 1.988 milioni di euro.

Le variazioni del periodo sono le seguenti:

• incremento di 2.107 milioni di euro dovuto al primo consolidamento di Edipower

S.p.A.;

• aumento di 173 milioni di euro dovuto agli investimenti effettuati, così come meglio

descritto di seguito;

• incremento di 3 milioni di euro dovuto ad altre variazioni;

• decremento di 1 milione di euro per svalutazioni del periodo;

• riduzione di 21 milioni di euro per smobilizzi al netto del relativo fondo di

ammortamento, di cui 1 milione di euro relativo alla cessione di A2A Coriance S.a.s. che

detiene il 100% del Gruppo Coriance;

• diminuzione di 273 milioni di euro imputabile agli ammortamenti del periodo.

Gli investimenti risultano così suddivisi:

• per la filiera energia l’incremento è stato di 68 milioni di euro e ha riguardato per 10


Note illustrative alle voci della Situazione patrimoniale-finanziaria

75

milioni di euro i lavori sulle centrali di Monfalcone e del nucleo Calabria; per 34 milioni di

euro i lavori sulle centrali di Cassano d’Adda, Braulio, Premadio, Lovero, Stazzona e

Grosio; per 2 milioni di euro i lavori sulla centrale di Gissi; per 15 milioni di euro gli

investimenti realizzati da Edipower S.p.A.; per 7 milioni di euro gli investimenti realizzati

dal Gruppo EPCG;

• per la filiera calore gli investimenti, pari a 31 milioni di euro, hanno interessato lo

sviluppo delle reti di teleriscaldamento nelle aree di Milano, Brescia, Bergamo per 22

milioni di euro, l’acquisizione del ramo di azienda “Tecnovalore” da parte della

controllata A2A Calore e Servizi S.r.l. per 3 milioni di euro, gli interventi di manutenzione

straordinaria e sviluppo sugli impianti delle aree di Milano, Brescia e Bergamo per 6

milioni di euro;

• per la filiera ambiente gli investimenti di 28 milioni di euro si riferiscono ad interventi

sugli impianti di termovalorizzazione per 7 milioni di euro, ad azioni di sviluppo e

mantenimento sugli impianti di trattamento e smaltimento dei rifiuti per 12 milioni di

euro, nonché ad acquisizione di attrezzature per 2 milioni di euro e mezzi mobili per la

raccolta di rifiuti per 7 milioni di euro;

• per la filiera reti gli investimenti sono risultati pari a 43 milioni di euro (di cui 13 realizzati

dal Gruppo EPCG) e hanno riguardato principalmente interventi di sviluppo e

mantenimento degli impianti di distribuzione di energia elettrica, l’ampliamento e il

rifacimento della rete in media e bassa tensione, l’installazione dei nuovi contatori

elettronici, il potenziamento degli impianti primari e interventi sulla rete di trasporto

del gas;

• per la filiera servizi gli investimenti sono risultati pari a 3 milioni di euro correlati

principalmente al cablaggio della fibra ottica, ad interventi di manutenzione sui

fabbricati delle sedi di Milano, Brescia e Bergamo e all’acquisizione di macchine per

l’ufficio e di arredi.

Tra le immobilizzazioni materiali sono compresi “Beni acquistati in leasing” per

complessivi 9 milioni di euro, iscritti con la metodologia prevista dallo IAS 17 e per i

quali il debito residuo verso le società locatrici, al 30 settembre 2012, risulta pari a 5

milioni di euro.



76

2) Immobilizzazioni immateriali

Milioni di euro Valore Edipower Variazioni del periodo Valore

al primo

Investim./ Ricl. Smobiliz./ Svalutaz. Ammorta- Totale al

31 12 2011

consolida-

Acquisiz. Cessioni menti Variaz. 30 09 2012

mento

Diritti di brevetto industriale e utilizzazione opere dell’ingegno 21 4 5 17 (11) 11 36

Concessioni, licenze, marchi e diritti simili 864 37 2 (116) (36) (113) 751

Immobilizzazioni in corso 25 2 12 (20) (8) 19

Altre immobilizzazioni immateriali 13 1 (3) (2) 11

Avviamento 580 4 (11) (7) 573

Totale 1.503 6 59 (1) (127) (50) (119) 1.390

Le “Immobilizzazioni immateriali” al 30 settembre 2012 sono pari a 1.390 milioni di euro

(1.503 milioni di euro al 31 dicembre 2011), presentando un decremento di 113 milioni di

euro rispetto alla data di chiusura del precedente esercizio.

Si segnala che, in applicazione dell’IFRIC 12, a partire dall’esercizio 2010 le

immobilizzazioni immateriali comprendono anche il valore dei beni in concessione

relativi alla distribuzione gas ed al ciclo idrico integrato nonché alla distribuzione del

teleriscaldamento.

Le variazioni del periodo risultano le seguenti:

• aumento di 6 milioni di euro dovuto al primo consolidamento di Edipower S.p.A.;

• incremento di 59 milioni di euro dovuto agli investimenti effettuati nel periodo;

• diminuzione di 1 milione di euro per altre variazioni;

• decremento di 127 milioni di euro per smobilizzi al netto del relativo fondo di

ammortamento, di cui 126 milioni di euro relativi alla cessione di A2A Coriance S.a.s.,

che detiene il 100% del Gruppo Coriance;

• riduzione di 50 milioni di euro imputabile agli ammortamenti del periodo.

In particolare, gli investimenti realizzati si riferiscono a:

• “Diritti di brevetto industriale e utilizzazione opere dell’ingegno”, per 5 milioni di euro,

che riguardano principalmente il software CRM, il sistema di gestione del credito,

l’integrazione e lo sviluppo di sistemi informativi delle società del Gruppo A2A e il

rifacimento del sito internet di A2A S.p.A.;

• “Concessioni, licenze marchi e diritti simili”, per 37 milioni di euro, riguardano:

- interventi di sviluppo e mantenimento degli impianti dell’area distribuzione gas

relativi all’allacciamento di nuovi utenti e alla sostituzione di tubazioni interrate in

media e bassa pressione per 29 milioni di euro;

- interventi sulla rete di trasporto e distribuzione dell’acqua, nonché sulle reti fognarie



77

e sugli impianti di depurazione per 6 milioni di euro;

- altri investimenti per 2 milioni di euro;

• “Immobilizzazioni in corso”, per 12 milioni di euro, relativi principalmente allo sviluppo

di nuovi progetti informatici nonché ad interventi di sviluppo e mantenimento degli

impianti dell’area distribuzione gas, distribuzione dell’acqua oltre alle reti fognarie ed

impianti di depurazione;

• “Altre immobilizzazioni immateriali”, pari a 1 milione di euro, principalmente per

investimenti realizzati dal Gruppo Ecodeco;

• “Avviamento”, per 4 milioni di euro, derivante dall’acquisizione del ramo di azienda

“Tecnovalore” da parte della controllata A2A Calore & Servizi S.r.l..

La voce “Altre immobilizzazioni immateriali” accoglie il valore delle Customer lists riferite

alle acquisizioni di portafogli clienti effettuate dalle società del Gruppo. Tali valori

vengono ammortizzati in funzione della stima dei benefici che si manifesteranno negli

esercizi futuri. In particolare, l’importo presente in bilancio, pari a 9 milioni di euro, è

sostanzialmente riconducibile al valore corrisposto nei passati esercizi da società

controllate per l’acquisizione dei clienti compresi nel ramo d’azienda acquisito da ENEL

nel 2003, relativo ad una porzione delle reti e dei clienti della città e della provincia di

Brescia, al valore dei clienti acquisiti afferenti al settore gas e alla valorizzazione del

portafoglio clienti della controllata Aspem Energia S.r.l., società del Gruppo Aspem.

Avviamento

Milioni di euro Valore al Variazioni del periodo Valore al

31 12 2011

Investi- Altre Svaluta- Totale 30 09 2012

menti variazioni zioni variazioni

Avviamento 580 4 (11) (7) 573

Totale 580 4 (11) - (7) 573

Rispetto all’esercizio precedente l’ammontare dell’avviamento presenta un decremento

netto di 7 milioni di euro derivante dall’uscita dall’area di consolidamento del Gruppo

Coriance, per 11 milioni di euro, e dall’incremento di 4 milioni di euro riferibile

all’acquisizione del ramo di azienda “Tecnovalore” da parte delle controllata A2A Calore &

Servizi S.r.l., allocato provvisoriamente alla voce “Avviamento” ai sensi dell’IFRS 3.



78

L’“Avviamento” al 30 settembre 2012 è così dettagliato:

Cash Generating Unit - Milioni di euro

Reti Elettriche 271

Ecodeco 227

Aprica 5

Reti gas 38

Gas 7

Calore Italia 25

Totale avviamento al 30 settembre 2012 573

Nel periodo in esame non si sono evidenziati impairment indicators che hanno portato a

svalutazioni. L’Avviamento è comunque soggetto ad impairment test almeno

annualmente.

3) Partecipazioni e altre attività finanziarie non correnti

Milioni di euro Valore al Variazioni Valore al di cui comprese nella PFN 31 12 2011 del periodo 30 09 2012

31 12 2011 30 09 2012

Partecipazioni in imprese valutate con il metodo del Patrimonio netto 521 (291) 230 - -

Altre attività finanziarie non correnti 48 5 53 34 40

Totale partecipazioni e altre attività finanziarie non correnti 569 (286) 283 34 40

Le “Partecipazioni in imprese valutate col metodo del Patrimonio netto” presentano, alla

data di riferimento, un decremento di 291 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2011.

La tabella seguente evidenzia il dettaglio delle variazioni:

Partecipazioni valutate col metodo del Patrimonio netto - Milioni di euro Totale

Valori al 31 dicembre 2011 521

Variazioni del periodo

- acquisizioni ed aumenti di capitale –

- valutazioni a Patrimonio netto 16

- incassi dividendi di partecipazioni valutate a equity (6)

- cessioni (2)

- altre variazioni 3

- riclassificazioni (302)

Totale variazioni del periodo (291)

Valori al 30 settembre 2012 230

La variazione intervenuta, negativa per 291 milioni di euro, è riconducibile per 302 milioni

di euro alla riclassificazione della società Edipower S.p.A. alla voce “Partecipazioni in



79

imprese controllate”, oggetto quindi di consolidamento integrale, per 2 milioni di euro

all’uscita dall’area di consolidamento delle partecipazioni detenute dal Gruppo Coriance,

per 6 milioni di euro alla diminuzione derivante dall’incasso di dividendi, per 16 milioni di

euro alla variazione positiva riferibile principalmente alla valutazione secondo il metodo

del Patrimonio netto delle partecipate ACSM-AGAM S.p.A., PremiumGas S.p.A. e

Metroweb S.p.A. e ad altre variazioni positive per 3 milioni di euro.

Le “Altre attività finanziarie non correnti” presentano al 30 settembre 2012 un saldo di 53

milioni di euro, in aumento di 5 milioni di euro rispetto al precedente esercizio.

4) Crediti per imposte anticipate

Milioni di euro Valore al Edipower primo Variazioni Valore al 31 12 2011 consolidamento del periodo 30 09 2012

Crediti per imposte anticipate – 293 9 302

I “Crediti per imposte anticipate” ammontano a 302 milioni di euro (nessun valore al 31

dicembre 2011). La voce accoglie l’effetto netto delle passività per imposte differite e dei

crediti per imposte anticipate a titolo di IRES e IRAP su variazioni e accantonamenti

effettuati esclusivamente ai fini fiscali.

I valori al 30 settembre 2012 relativi ai crediti per imposte anticipate/passività per imposte

differite sono stati esposti al netto (cd. “Offsetting”) in applicazione dello IAS 12.



80

Dettaglio imposte differite Bilancio Edipower Accantona- Utilizzi Adeguam. TOTALE IAS 39 a Altri Bilancio (attive/passive) consolidato primo menti (B) Aliquote (A+B+C) Patrimonio movim. consolidato 31 12 2011 consoli- (A) (C) netto /Riclass./ 30 09 2012 damento fusioni

Passività per imposte differite

Differenze di valore delle immobilizzazioni materiali 294 917 1 (16) (15) (5) 1.191

Applicazione del principio del leasing finanziario (IAS 17) 8 8

Applicazione del principio degli strumenti finanziari (IAS 39) 17 (8) 9

Differenze di valore delle Immobilizzazioni immateriali 14 (28) (28) (14)

Plusvalenze rateizzate 4 (4) (4) –

Trattamento di fine rapporto 3 (1) 2

Avviamento 80 8 8 88

Altre imposte differite 72 (1) (1) 1 72

Totale passività per imposte differite (A) 492 917 9 (49) – (40) (8) (5) 1.356

Crediti per imposte anticipate

Fondi rischi tassati 85 25 17 (12) 5 115

Differenze di valore delle immobilizzazioni materiali 127 790 17 (27) (10) 907

Applicazione del principio degli strumenti finanziari (IAS 39) 12 12

Fondo rischi su crediti 31 5 5 36

Costi per aggregazioni aziendali –

Contributi 16 1 1 17

Avviamento 153 387 2 (26) (24) 516

Altre imposte Anticipate 58 8 2 (13) (11) 55

Totale crediti per imposte anticipate (B) 482 1.210 44 (78) – (34) – – 1.658

EFFETTO NETTO IMPOSTE DIFFERITE ATTIVE/PASSIVE (B-A) (10) 302



81

5) Altre attività non correnti

Milioni di euro Valore al Edipower Variazioni Valore al di cui comprese nella PFN 31 12 2011 primo del periodo 30 09 2012

31 12 2011 30 09 2012

consolida-

mento

Strumenti derivati non correnti 113 33 146 113 146

Altre attività non correnti 19 11 (4) 26 - -

Totale altre attività non correnti 132 11 29 172 113 146

Le “Altre attività non correnti” ammontano a 172 milioni di euro (132 milioni di euro al 31

dicembre 2011) e sono così composte:

• 146 milioni di euro relativi a “Strumenti derivati” di copertura finanziaria non correnti,

riferibili principalmente a contratti di Interest Rate Swap (IRS) a copertura del rischio

di variazione sfavorevole dei tassi di interesse sui prestiti obbligazionari e su

finanziamenti a lungo termine. La voce risulta in aumento di 33 milioni di euro rispetto

al 31 dicembre 2011 principalmente per effetto delle valutazioni al fair value degli

strumenti finanziari;

• 26 milioni di euro per “Altre attività non correnti”, sostanzialmente relative a depositi

cauzionali e a costi già sostenuti, ma di competenza di esercizi futuri.

Attività correnti

6) Rimanenze

Milioni di euro Valore al Edipower Variazioni Valore al 31 12 2011 primo del periodo 30 09 2012 consolidamento

Rimanenze 267 113 39 419

Le “Rimanenze” sono pari a 419 milioni di euro (267 milioni di euro al 31 dicembre 2011) e

presentano un incremento del periodo di 152 milioni di euro di seguito dettagliato:

• 135 milioni di euro correlato all’incremento delle giacenze di combustibili, che alla data

di riferimento ammontano complessivamente a 312 milioni di euro contro 177 milioni

di euro al 31 dicembre 2011; tale aumento è riconducibile all’effetto combinato della

variazione positiva del periodo pari a 47 milioni di euro ed all’incremento derivante dal

primo consolidamento di Edipower S.p.A. per 88 milioni di euro;

• 28 milioni di euro relativi all’incremento dei materiali, che presentano un saldo



82

complessivo di 80 milioni di euro mentre al termine del precedente esercizio

risultavano pari a 52 milioni di euro; tale aumento è riconducibile al primo

consolidamento di Edipower S.p.A. per 25 milioni di euro ed alla variazione del periodo

positiva per 3 milioni di euro;

• 3 milioni di euro correlato alla diminuzione delle altre rimanenze, che alla data di

riferimento ammontano complessivamente a 25 milioni di euro contro 28 milioni di

euro al 31 dicembre 2011;

• 8 milioni di euro relativi al decremento degli acconti, che al 30 settembre 2012

ammontano a 2 milioni di euro mentre al termine del precedente esercizio risultavano

pari a 10 milioni di euro.

7) Crediti commerciali


Crediti commerciali 2.285 279 (347) 2.217

(Fondo rischi su crediti) (327) (4) (331)

Totale crediti commerciali 1.958 279 (351) 1.886

Al 30 settembre 2012 i “Crediti commerciali” risultano pari a 1.886 milioni di euro (1.958

milioni di euro al 31 dicembre 2011), con un decremento netto di 72 milioni di euro

riconducibile per 279 milioni di euro all’aumento derivante dal primo consolidamento di

Edipower S.p.A. e per 351 milioni di euro alle variazioni negative del periodo. Nel dettaglio:

• per 69 milioni di euro il decremento è attribuibile ai crediti commerciali verso clienti:

tale posta presenta un saldo di 1.781 milioni di euro alla data di riferimento, di cui 271

milioni di euro derivanti dal consolidamento di Edipower S.p.A., rispetto a 1.850 milioni

di euro esposti nel bilancio al 31 dicembre 2011;

• per 6 milioni di euro il decremento è correlato ai crediti verso i comuni di Milano e di

Brescia, che evidenziano un saldo complessivo di 88 milioni di euro (94 milioni di euro

nel precedente esercizio);

• per 1 milione di euro si riferisce alla diminuzione dei crediti verso collegate; tale posta

presenta un saldo di 7 milioni di euro alla data di riferimento rispetto agli 8 milioni di

euro esposti nel bilancio al 31 dicembre 2011;

• per 4 milioni di euro all’incremento delle commesse in corso di svolgimento, il cui

saldo complessivo ammonta a 10 milioni di euro (6 milioni di euro al 31 dicembre 2011).



83

Nel periodo in oggetto il Gruppo ha ceduto pro soluto crediti per un ammontare pari a 381

milioni di euro ad una società di factoring. Alla data di riferimento la cessione di tali crediti

risulta sostanzialmente saldata dal cessionario.

Il Fondo rischi su crediti risulta pari a 331 milioni di euro (327 milioni di euro al 31 dicembre

2011). Gli accantonamenti effettuati nel periodo risultano pari a 22 milioni di euro, gli utilizzi e

le altre variazioni ammontano a 18 milioni di euro.

8) Altre attività correnti


31 12 2011 30 09 2012

consolida-

mento

Strumenti derivati correnti 36 – 36 - -

Altre attività correnti 374 21 (54) 341 - -

Totale altre attività correnti 410 21 (54) 377 - -

Le “Altre attività correnti”, con un saldo pari a 377 milioni di euro rispetto ai 410 milioni di

euro alla data di chiusura del precedente esercizio, evidenziano un decremento di 33

milioni di euro di seguito dettagliato:

• decremento di 35 milioni di euro degli anticipi a fornitori, che al termine del periodo

ammontano a 9 milioni di euro (44 milioni di euro al 31 dicembre 2011);

• riduzione per 77 milioni di euro dei crediti per IVA che al 30 settembre 2012 sono pari

a 54 milioni di euro (131 milioni di euro nel precedente esercizio);

• incremento di 35 milioni di euro dei crediti verso la Cassa Conguaglio per il Settore

Elettrico che al 30 settembre 2012 ammontano a 88 milioni di euro mentre al termine

del precedente esercizio erano pari a 53 milioni di euro;

• aumento dei crediti diversi per 27 milioni di euro che ammontano a 154 milioni di euro

(127 milioni di euro al 31 dicembre 2011), di cui 5 milioni di euro relativi al primo

consolidamento di Edipower S.p.A.;

• incremento delle attività di competenza di esercizi futuri per 17 milioni di euro che

ammontano a 35 milioni di euro (18 milioni di euro al 31 dicembre 2011), di cui 16 milioni

di euro relativi al primo consolidamento di Edipower S.p.A..



84

9) Attività finanziarie correnti


31 12 2011 30 09 2012

Altre attività finanziarie 2 30 32 2 32

Attività finanziarie vs parti correlate 231 (225) 6 231 6

Totale attività finanziarie correnti 233 (195) 38 233 38

La voce presenta alla data di riferimento un saldo di 38 milioni di euro (233 milioni di euro

al 31 dicembre 2011).

10) Attività per imposte correnti


Attività per imposte correnti 30 1 (17) 14

Le “Attività per imposte correnti” risultano pari a 14 milioni di euro (30 milioni di euro al 31

dicembre 2011) con un decremento di 16 milioni di euro rispetto al precedente esercizio.

11) Disponibilità liquide e mezzi equivalenti


31 12 2011 30 09 2012

consolida-

mento

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 147 89 (11) 225 147 225

Le “Disponibilità liquide e mezzi equivalenti” al 30 settembre 2012 evidenziano un saldo di 225

milioni di euro rispetto ai 147 milioni di euro all’inizio dell’esercizio, con un incremento pari a

78 milioni di euro.

I depositi bancari includono gli interessi maturati anche se non ancora accreditati alla fine del

periodo in esame.



85

12) Attività non correnti destinate alla vendita


31 12 2011 30 09 2012

Attività non correnti destinate alla vendita 921 (921) – 3 –

Alla data di riferimento le “Attività non correnti destinate alla vendita” non presentano alcun

valore (921 milioni di euro al 31 dicembre 2011).

La variazione del periodo, negativa per 921 milioni di euro, è riconducibile:

• per 918 milioni di euro alla variazione negativa legata alla cessione della partecipazione

detenuta nella società Transalpina di Energia S.r.l. ;

• per 3 milioni di euro alla variazione negativa legata alla alienazione delle partecipazioni

nelle società e-Utile S.p.A. e Brescia Mobilità S.p.A..



86

PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA’

Patrimonio netto

La composizione del Patrimonio netto, il cui valore al 30 settembre 2012 risulta pari a

3.646 milioni di euro (3.593 milioni di euro al 31 dicembre 2011), è dettagliata nella

seguente tabella:

Milioni di euro Valore al Variazioni Valore al 31 12 2011 del periodo 30 09 2012

Patrimonio netto di spettanza del Gruppo:

Capitale sociale 1.629 – 1.629

(Azioni proprie) (61) – (61)

Riserve 1.619 (558) 1.061

Risultato netto dell’esercizio/periodo di Gruppo (420) 589 169

Totale Patrimonio del Gruppo 2.767 31 2.798

Interessi di minoranze 826 22 848

Totale Patrimonio netto 3.593 53 3.646

La movimentazione complessiva del Patrimonio netto, positiva per 53 milioni di euro, è

dovuta alla registrazione dell’utile del periodo di 169 milioni di euro, alle valutazioni ai

sensi degli IAS 32 e 39 dei derivati cash flow hedge, al primo consolidamento di Edipower

S.p.A. e alla variazione degli interessi delle minoranze.

Si precisa che il valore del Patrimonio netto al 30 settembre 2012 risulta essere superiore al

valore di capitalizzazione di Borsa. Tale effetto non risulta essere causato da elementi che

potrebbero condurre a ritenere il Patrimonio netto della società non sostenibile, bensì

all’effetto congiunturale che il sistema economico globale sta vivendo negli ultimi anni.

13) Capitale sociale

Il “Capitale sociale” ammonta a 1.629 milioni di euro ed è composto da n. 3.132.905.277

azioni ordinarie del valore unitario di 0,52 euro ciascuna.

14) Azioni proprie

Le “Azioni proprie” sono pari a 61 milioni di euro, invariate rispetto al 31 dicembre 2011, e

si riferiscono a n. 26.917.609 azioni proprie detenute dalla capogruppo A2A S.p.A..



87

15) Riserve


Altre riserve 1.619 (558) 1.061

Le “Riserve”, che ammontano a 1.061 milioni di euro (1.619 milioni di euro al 31 dicembre

2011), comprendono la riserva legale, le riserve straordinarie maturate in seguito

all’attività di consolidamento e gli utili portati a nuovo dalle società controllate. Tale voce

comprende inoltre la riserva di Cash Flow Hedge, per 8 milioni di euro, che riguarda la

valorizzazione al termine del periodo dei derivati che rispondono ai requisiti dell’hedge

accounting.

Le “Altre riserve” accolgono anche gli effetti dell’applicazione dello IAS 32 paragrafo 23

alle opzioni put stipulate da A2A S.p.A. con Società Elettrica Altoatesina S.p.A. (SEL),

nonché gli effetti derivanti dall’“Accordo Quadro” e dal “Contratto di Permuta” stipulati

tra la capogruppo A2A S.p.A. e i soci finanziari di Delmi S.p.A. (Mediobanca, Fondazione

CRT e Banca Popolare di Milano) e Dolomiti Energia S.p.A. aventi oggetto azioni Delmi

S.p.A.. Per il relativo trattamento contabile si rimanda a quanto illustrato nei paragrafi

“Criteri di consolidamento” e “Procedure di consolidamento”.

16) Utile netto del periodo

Risulta pari a 169 milioni di euro ed accoglie il risultato del periodo in esame.

17) Interessi di minoranze


Interessi di minoranze 826 22 848

Gli “Interessi di minoranze” ammontano a 848 milioni di euro (826 milioni di euro al 31

dicembre 2011) e rappresentano la quota di capitale, di riserve e di risultato di spettanza

degli azionisti di minoranza.

L’incremento del periodo, pari a 22 milioni di euro, ha riguardato:

• l’attribuzione delle quote di competenza del risultato del periodo a terzi positiva per 3

milioni di euro, di cui 4 milioni di euro relativi alla quota di risultato spettante ai soci

terzi di Plurigas S.p.A., 5 milioni di euro attribuibili ai soci terzi di Delmi S.p.A., 2 milioni



88

di euro attribuibili ai soci terzi di Edipower S.p.A., 1 milione di euro attribuibile ad altri

soci di minoranza, 8 milioni di euro negativi riferibili ai soci terzi del Gruppo EPCG ed 1

milione di euro negativo riferibile ai soci terzi del Gruppo Ecodeco;

• la rettifica positiva per 151 milioni di euro riferibile al primo consolidamento di

Edipower S.p.A.;

• le rettifiche negative di 132 milioni di euro attribuibili alle variazioni del periodo delle

componenti del Patrimonio netto spettanti ai soci di minoranza delle società Plurigas

S.p.A. e Delmi S.p.A..

PASSIVITA’

Passività non correnti

18) Passività finanziarie non correnti

Milioni di euro Valore al Edipower Variazioni Valore al di cui comprese 31 12 2011 primo conso- del periodo 30 09 2012 nella PFN lidamento

31 12 2011 30 09 2012

Obbligazioni non convertibili 2.186 117 2.303 2.186 2.303

Debiti verso banche 1.429 959 (344) 2.044 1.429 2.044

Debiti verso altri finanziatori 223 (22) 201 223 201

Debiti per leasing finanziario 13 (10) 3 13 3

Totale Passività finanziarie non correnti 3.851 959 (259) 4.551 3.851 4.551

Le “Passività finanziarie non correnti”, pari a 4.551 milioni di euro (3.851 milioni di euro al 31

dicembre 2011), evidenziano un incremento di 700 milioni di euro. Tale aumento è riconduci-

bile all’effetto combinato della variazione negativa del periodo, pari a 259 milioni di euro, ed

all’incremento derivante dal primo consolidamento di Edipower S.p.A. per 959 milioni di euro.

In particolare, le “Obbligazioni non convertibili” riguardano quattro prestiti obbligazionari

emessi dal Gruppo e si riferiscono:

• per 500 milioni di euro, al bondemesso in data 28 maggio 2004 con scadenza decennale ad

un tasso fisso del 4,875% nominale e il cui valore, calcolato con il metodo del costo ammor-

tizzato, è pari a 499 milioni di euro;

• per 98 milioni di euro, al prestito in yen del 10 agosto 2006 con scadenza trentennale ad un

tasso fisso del 5,405% il cui valore, calcolato col metodo del costo ammortizzato, risulta di

98 milioni di euro;

• per 500 milioni di euro, al bond emesso il 30 ottobre 2003 con scadenza decennale ad un



89

tasso fisso pari al 4,875% nominale, il cui fair value al 30 settembre 2012, in seguito all’eser-

cizio della fair value option in fase di transizione ai principi IAS/IFRS, è di 521 milioni di euro;

• per 1.000 milioni di euro al bond emesso in data 27 ottobre 2009 con scadenza settennale

ad un tasso fisso pari al 4,50% nominale, la cui contabilizzazione ricade sotto il fair value

hedge. Pertanto tale strumento finanziario (bond) è stato valutato al costo ammortizzato

rettificato dalla variazione del fair valuedel rischio sottostante. Al 30 settembre 2012 il suo

valore risulta essere pari a 1.113 milioni di euro.

Le valutazioni al fair value e al costo ammortizzato a fine periodo delle obbligazioni non con-

vertibili hanno determinato un incremento delle “Passività finanziarie non correnti” di 22

milioni di euro.

Al 30 settembre 2012 sui prestiti obbligazionari sono maturate cedole per interessi pari a 72

milioni di euro.

Si precisa che il diverso trattamento contabile adottato per i quattro prestiti obbligazionari

deriva dalle differenti scelte effettuate in fase di transizione ai principi IAS/IFRS dalle società

oggetto della fusione avvenuta il 1° gennaio 2008.

I “Debiti verso banche” non correnti presentano nel periodo un incremento di 615 milioni di

euro. Tale aumento è riconducibile all’effetto combinato della variazione negativa del periodo

pari a 344 milioni di euro ed all’incremento derivante dal primo consolidamento di Edipower

S.p.A. per 959 milioni di euro.

I “Debiti verso altri finanziatori”, pari a 201 milioni di euro, presentano un decremento di 22

milioni di euro rispetto alla chiusura del precedente esercizio per effetto della riclassificazione

nelle poste correnti della quota di finanziamenti con scadenza entro dodici mesi.

Infine, i “Debiti per leasing finanziario” ammontano a 3 milioni di euro, mentre al 31 dicembre

2011 erano pari a 13 milioni di euro.

19) Passività per imposte differite


Passività per imposte differite 10 (10) –

Al 30 settembre 2012 la voce accoglie l’effetto netto delle passività per imposte differite e dei

crediti per imposte anticipate a titolo di IRES e IRAP su variazioni e accantonamenti effettuati

esclusivamente ai fini fiscali e presenta un saldo a credito, mentre al 31 dicembre 2011 risulta a

debito per 10 milioni di euro.

I valori al 30 settembre 2012 relativi ai crediti per imposte anticipate/passività per imposte dif-

ferite sono stati esposti al netto (cd. “Offsetting”) in applicazione dello IAS 12.



90

20) Benefici a dipendenti

Alla data di riferimento tale posta risulta pari a 317 milioni di euro (272 milioni di euro al 31

dicembre 2011), di cui 48 milioni di euro derivanti dal primo consolidamento di Edipower

S.p.A., e presenta le seguenti variazioni:

Milioni di euro Valore al Edipower Accanto- Utilizzi Altre Valore al 31 12 2011 primo conso- namento variazioni 30 09 2012 lidamento

Trattamento fine rapporto 138 25 18 (9) (3) 169

Benefici a dipendenti 134 23 – (7) (2) 148

Totale benefici a dipendenti 272 48 18 (16) (5) 317

21) Fondi rischi, oneri e passività per discariche

Milioni di euro Valore al Edipower Accanto- Utilizzi Altre Valore al 31 12 2011 primo conso- namento variazioni 30 09 2012 lidamento

Fondi rischi, oneri e passività per discariche 462 126 25 (8) (3) 602

Al 30 settembre 2012 la consistenza di tali fondi è pari a 602 milioni di euro (462 milioni di euro

nel precedente esercizio) di cui 126 milioni di euro riferiti al primo consolidamento di

Edipower S.p.A.. Gli accantonamenti presentano un effetto netto pari a 25 milioni di euro

dovuto agli accantonamenti del periodo, per 48 milioni di euro, rettificati dal rilascio di fondi

rischi accantonati nei precedenti esercizi, per 23 milioni di euro, a seguito del venir meno di

alcuni contenziosi in essere. Gli utilizzi, pari a 8 milioni di euro, si riferiscono principalmente

alla quota prelevata dal fondo per far fronte ai pagamenti effettuati nel periodo. Le altre varia-

zioni risultano pari a 3 milioni di euro.

22) Altre passività non correnti


31 12 2011 30 09 2012

Altre passività non correnti 152 3 214 369 – –

Strumenti derivati non correnti 25 20 45 25 45

Totale altre Passività non correnti 177 3 234 414 25 45



91

La voce in esame al 30 settembre 2012 registra un incremento di 237 milioni di euro rispetto al

precedente esercizio dovuto principalmente alla variazione dei debiti verso terzi per la valoriz-

zazione delle opzioni put sulle azioni Delmi S.p.A..

Passività correnti

23) Debiti commerciali e altre passività correnti

Milioni di euro Valore al Edipower Variazioni Valore al 31 12 2011 primo conso- del periodo 30 09 2012 lidamento

Acconti 20 1 (11) 10

Debiti verso fornitori 1.328 106 (119) 1.315

Totale debiti commerciali 1.348 107 (130) 1.325

Debiti verso istituti di previdenza e sicurezza sociale 36 4 (12) 28

Altre passività correnti 375 19 (33) 361

Strumenti derivati correnti 31 – (2) 29

Totale altre passività correnti 442 23 (47) 418

Totale debiti commerciali e altre passività correnti 1.790 130 (177) 1.743

I “Debiti commerciali e altre passività correnti” risultano pari a 1.743 milioni di euro (1.790

milioni di euro al 31 dicembre 2011), con una riduzione complessiva di 47 milioni di euro, al netto

dell’effetto del primo consolidamento di Edipower S.p.A. per 130 milioni di euro, che si esplicita

sostanzialmente nel decremento dei “Debiti commerciali”, delle “Altre passività correnti” e

degli “Strumenti derivati correnti”.


Note illustrative alle voci della situazione patrimoniale-finanziaria

92

24) Passività finanziarie correnti


31 12 2011 30 09 2012

Debiti verso banche 620 89 (326) 383 620 383

Debiti verso altri finanziatori 43 5 48 43 48

Debiti per leasing finanziario 10 (8) 2 10 2

Debiti finanziari verso parti correlate 2 (2) 2 –

Totale Passività finanziarie correnti 675 89 (331) 433 675 433

Le “Passività finanziarie correnti” ammontano a 433 milioni di euro, a fronte di 675 milioni di

euro rilevati alla data di chiusura del precedente esercizio. Tale diminuzione è riconducibile

all’effetto combinato della variazione negativa del periodo, pari a 331 milioni di euro, principal-

mente a seguito dei rimborsi di linee revolving ed all’incremento derivante dal primo consoli-

damento di Edipower S.p.A. per 89 milioni di euro.

25) Debiti per imposte

Milioni di euro Valore al Edipower Variazioni Valore al 31 12 2011 primo conso- del periodo 30 09 2012 lidamento

Debiti per imposte 25 54 (6) 73

I “Debiti per imposte” sono iscritti per 73 milioni di euro (25 milioni di euro al 31 dicembre

2011), con un incremento netto di 48 milioni di euro correlato alla variazione negativa del

periodo, per 6 milioni di euro, e a quella positiva derivante dal primo consolidamento di

Edipower S.p.A. per 54 milioni di euro.


Note illustrative alle voci della situazione patrimoniale-finanziaria

93

26) Indebitamento finanziario netto(ai sensi della comunicazione CONSOB n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006)

Di seguito si riportano i dettagli dell’indebitamento finanziario netto.

Milioni di euro Note 30 09 2012 31 12 2011

Obbligazioni – quota non corrente 18 2.303 2.186

Finanziamenti bancari non correnti 18 2.044 1.429

Debiti verso altri finanziatori non correnti 18 201 223

Leasing finanziario non corrente 18 3 13

Altre passività non correnti 22 45 25

Totale indebitamento a medio e lungo termine 4.596 3.876

Attività finanziarie non correnti verso parti correlate 3 (6) (6)

Attività finanziarie non correnti 3 (34) (28)

Altre attività non correnti 5 (146) (113)

Totale crediti finanziari a medio e lungo termine (186) (147)

TOTALE INDEBITAMENTO FINANZIARIO NON CORRENTE NETTO 4.410 3.729

Finanziamenti bancari correnti 24 383 620

Debiti verso altri finanziatori correnti 24 48 43

Leasing finanziario corrente 24 2 10

Passività finanziarie correnti verso parti correlate 24 2

Totale indebitamento a breve termine 433 675

Altre attività finanziarie correnti 9 (32) (2)

Attività finanziarie correnti verso parti correlate 9 (6) (231)

Crediti finanziari in attività destinate alla vendita 12 (3)

Totale crediti finanziari a breve termine (38) (236)

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 11 (225) (147)

TOTALE INDEBITAMENTO FINANZIARIO CORRENTE NETTO 170 292

INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO 4.580 4.021

Indebitamento finanziario netto


94

Variazioni dell’area di consolidamento rispetto al 30 settembre 2011

L’area di consolidamento al 30 settembre 2012 si è modificata rispetto al corrispondente

periodo dell’esercizio precedente per effetto:

- del consolidamento integrale della società Edipower S.p.A., a partire dal 1° giugno 2012, e

dall’uscita dal perimetro di consolidamento di Transalpina di Energia S.r.l. a seguito

dell’operazione di acquisizione da parte di Delmi S.p.A. del 70% del capitale sociale di

Edipower S.p.A. e della contestuale cessione del 50% della partecipazione in Transalpina di

Energia S.r.l., come illustrato al paragrafo “Altre informazioni”. Di conseguenza il Conto

economico al 30 settembre 2012 comprende gli effetti positivi del consolidamento dal

mese di giugno di Edipower S.p.A., mentre nel Conto economico al 30 settembre 2011 si

rilevavano gli effetti del consolidamento a Patrimonio netto della partecipazione detenuta

in Transalpina di Energia S.r.l.;

- della cessione, avvenuta nel mese di dicembre 2011, della partecipazione detenuta nella

società BAS-SII S.p.A.;

- della cessione della partecipazione in A2A Coriance S.a.s., capogruppo del Gruppo

Coriance, avvenuta nel mese di settembre 2012.

Per effetto delle operazioni sopra citate i dati economici al 30 settembre 2012 non risultano

omogenei con i corrispondenti dati al 30 settembre 2011.

27) Ricavi

I ricavi del periodo risultano pari a 4.917 milioni di euro (4.305 milioni di euro al 30 settembre

2011), di cui 404 milioni di euro, al lordo delle elisioni intercompany, riferibili al

consolidamento di Edipower S.p.A., e presentano un incremento di 612 milioni di euro.

Note illustrativealle voci di Conto economico


95

Di seguito si riporta il dettaglio delle componenti più significative:

Ricavi - Milioni di euro 30 09 2012 30 09 2011

Ricavi di vendita 4.181 3-656

Ricavi da prestazioni 568 567

Ricavi da commesse a lungo termine 26 7

Totale ricavi di vendita e prestazioni 4.775 4.230

Altri ricavi operativi 142 75

Totale ricavi 4.917 4.305

I “Ricavi di vendita e prestazioni” ammontano complessivamente a 4.775 milioni di euro (4.230

milioni di euro nel corrispondente periodo del precedente esercizio), di cui 346 milioni di euro

relativi al consolidamento di Edipower S.p.A., registrando un incremento di 545 milioni di euro.

La variazione è riconducibile a maggiori ricavi di vendita per 525 milioni di euro, all’ incremento

dei proventi da prestazioni per 1 milione di euro ed all’aumento dei ricavi da commesse a lungo

termine per 19 milioni di euro.

Gli “Altri ricavi operativi” rilevano per 142 milioni di euro e presentano un incremento di 67

milioni di euro rispetto al medesimo periodo dell’esercizio precedente.


Note illustrative alle voci di Conto economico

96

Per maggiore informativa si riporta il dettaglio delle voci più significative:

Ricavi di vendita e prestazioni - Milioni di euro 30 09 2012 30 09 2011

Vendita e distribuzione di energia elettrica 2.626 2.427

Vendita e distribuzione di gas 1.298 1.018

Vendita calore 118 96

Vendita materiali 1 1

Acque e utenze civili 35 32

Proventi da coperture su derivati operativi – 1

Oneri da coperture su derivati operativi (1) (1)

Vendite di certificati e diritti di emissione 81 60

Contributi di allacciamento 23 22

Totale ricavi di vendita 4.181 3.656

Prestazioni a clienti 568 567

Totale ricavi per prestazioni 568 567

Ricavi da commesse a lungo termine 26 7

Totale ricavi di vendita e prestazioni 4.775 4.230

Altri ricavi operativi 142 75

Totale ricavi 4.917 4.305

Margine attività di trading

La tabella sottostante riporta i risultati derivanti dalle negoziazioni dei Portafogli di tradingche si

riferiscono alle attività di trading sull’energia elettrica, sul gas e sui certificati ambientali.

Milioni di euro Note 30 09 2012 30 09 2011

Margine attività di trading

Ricavi 27 863 662

Costi operativi 28 (868) (654)

Totale Margine di attività di trading (5) 8

28) Costi operativi

I “Costi operativi” sono pari a 3.705 milioni di euro (3.250 milioni di euro nel corrispondente

periodo dell’esercizio precedente), di cui 254 milioni di euro riferibili al consolidamento di

Edipower S.p.A., al lordo delle elisioni intercompany, registrando quindi un aumento di 455

milioni di euro.



97

Si riporta, di seguito, il dettaglio delle principali componenti:

Costi operativi - Milioni di euro 30 09 2012 30 09 2011

Costi per materie prime e di consumo 2.924 2.428

Costi per servizi 590 604

Totale costi per materie prime e servizi 3.514 3.032

Altri costi operativi 191 218

Totale costi operativi 3.705 3.250

I “Costi per materie prime e servizi” ammontano a 3.514 milioni di euro (3.032 milioni di euro al

30 settembre 2011), di cui 241 milioni di euro riferibili al consolidamento di Edipower S.p.A.,

presentando un incremento di 482 milioni di euro.

Tale aumento è dovuto:

• ai maggiori acquisti di materie prime e di consumo per 480 milioni di euro, riconducibili

all’incremento dei costi per acquisti di energia e combustibili per 452 milioni di euro,

all’aumento degli oneri correlati all’acquisto di certificati e diritti di emissione per 28

milioni di euro, all’incremento dei costi per acquisti di materiali per 3 milioni di euro,

all’effetto netto degli oneri/proventi da copertura su derivati operativi in decremento per

3 milioni di euro;

• alla diminuzione degli oneri di vettoriamento, appalti e prestazioni di servizi per 14 milioni

di euro;

• alla variazione positiva nelle scorte di combustibili e materiali per 16 milioni di euro.

Per permettere una maggiore analisi, viene fornito il dettaglio delle componenti più rilevanti:

Milioni di euro 30 09 2012 30 09 2011

Acquisti di energia e combustibili 2.878 2.426

Acquisti di materiali 57 54

Acquisti di acqua 3 3

Oneri da coperture su derivati operativi 5 6

Proventi da coperture su derivati operativi (14) (12)

Acquisti di certificati e diritti di emissione 46 18

Totale costi per materie prime e di consumo 2.975 2.495

Oneri di vettoriamento, appalti e prestazioni di servizi 590 604

Totale costi per servizi 590 604

Variazione delle rimanenze di combustibili e di materiali (51) (67)

Totale costi per materie prime e servizi 3.514 3.032

Altri costi operativi 191 218

Totale costi operativi 3.705 3.250



98

29) Costi per il personale

Al 30 settembre 2012 il costo del lavoro, al netto degli oneri capitalizzati, è risultato

complessivamente pari a 436 milioni di euro (407 milioni di euro al 30 settembre 2011).

Nel dettaglio i “Costi per il personale” si compongono nel modo seguente:

Costi per il personale - Milioni di euro 30 09 2012 30 09 2011

Salari e stipendi 289 268

Oneri sociali 106 100

Trattamento di fine rapporto 18 17

Altri costi 23 22

Totale costi per il personale 436 407

La “forza media” del Gruppo A2A al 30 settembre 2012 è pari a 12.781 risorse, di cui 1.032

risorse derivanti dal consolidamento di Edipower S.p.A..

30) Margine operativo lordo

Alla luce delle dinamiche sopra delineate, il “Margine operativo lordo” consolidato al 30

settembre 2012 è pari a 776 milioni di euro (648 milioni di euro al 30 settembre 2011), di cui 124

milioni di euro derivante dal consolidamento di Edipower S.p.A..

Per un maggiore approfondimento si rimanda a quanto descritto nel paragrafo “Analisi per

settore di attività”.



99

31) Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni

Gli “Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni” sono pari, al 30 settembre 2012, a 371

milioni di euro (378 milioni di euro al 30 settembre 2011), di cui 70 milioni di euro relativi al

consolidamento di Edipower S.p.A., e presentano un decremento di 7 milioni di euro.

Nella successiva tabella si evidenziano le poste di dettaglio:

Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni - Milioni di euro 30 09 2012 30 09 2011

Ammortamento delle immobilizzazioni immateriali 50 53

Ammortamento delle immobilizzazioni materiali di cui: 273 257

– 1. ammortamenti 248 218

– 2. ammortamenti opere gratuitamente devolvibili 25 39

Totale ammortamenti 323 310

Accantonamenti per rischi 25 28

Accantonamento per rischi su crediti compresi nell’attivo circolante 22 39

Altre svalutazioni di valore delle immobilizzazioni 1 1

Totale ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni 371 378

In particolare, gli “Ammortamenti” risultano pari a 323 milioni di euro (310 milioni di euro nel

corrispondente periodo del precedente esercizio), di cui 59 milioni di euro derivanti dal

consolidamento di Edipower S.p.A., e registrano un incremento di 13 milioni di euro,

principalmente a seguito dei maggiori ammortamenti conseguenti al consolidamento di

Edipower S.p.A..

Gli “Accantonamenti per rischi” sono pari a 25 milioni di euro (28 milioni di euro al 30

settembre 2011) e si riferiscono ad accantonamenti del periodo effettuati a fronte di

contenziosi in atto, nonché a cause in corso. La riduzione registrata rispetto al corrispondente

periodo del precedente esercizio è correlata all’adeguamento dei rischi stimati pregressi.

L’“Accantonamento per rischi su crediti” presenta un valore di 22 milioni di euro (39 milioni di

euro al 30 settembre 2011) determinato dall’accantonamento del periodo. La diminuzione

rispetto al corrispondente periodo dell’esercizio precedente risente del venir meno del

rischio di inesigibilità di alcuni crediti verso clienti per i quali nei precedenti esercizi erano stati

effettuati accantonamenti.



100

32) Risultato operativo netto

Il “Risultato operativo netto” risulta pari a 405 milioni di euro (270 milioni di euro al 30

settembre 2011).

33) Gestione finanziaria

La “Gestione finanziaria” presenta un saldo negativo di 151 milioni di euro (negativa per 87

milioni di euro al 30 settembre 2011).

Di seguito si riporta il dettaglio delle componenti più significative:

Gestione finanziaria - Milioni di euro 30 09 2012 30 09 2011

Proventi finanziari 49 24

Oneri finanziari (216) (132)

Quota dei proventi e oneri derivanti dalla valutazione secondo il Patrimonionetto delle partecipazioni 16 21

Totale gestione finanziaria (151) (87)

I “Proventi finanziari” ammontano a 49 milioni di euro e risultano in aumento rispetto al 30

settembre 2011 principalmente per effetto del primo consolidamento della partecipazione in

Edipower S.p.A., come meglio descritto al paragrafo “Altre informazioni”.

Gli “Oneri finanziari”, che ammontano a 216 milioni di euro, presentano un incremento di 84

milioni di euro rispetto al 30 settembre 2011 e sono così composti:

• per 65 milioni di euro (6 milioni di euro al 30 settembre 2011) da oneri su derivati finanziari;

• per 1 milione di euro da oneri di partecipazioni relative ad EPCG (3 milioni di euro al 30

settembre 2011);

• per 150 milioni di euro da oneri per passività finanziarie (123 milioni di euro al 30 settembre

2011), di cui 20 milioni di euro relativi al consolidamento di Edipower S.p.A., di seguito

dettagliati:



101

Oneri da passività finanziarie - Milioni di euro 30 09 2012 30 09 2011

Interessi su prestiti obbligazionari 76 76

Interessi verso istituti di credito 44 28

Interessi su finanziamenti Cassa Depositi e Prestiti 6 1

Interessi su leasing finanziario _ 1

Decommissioning 2 –

Altri oneri finanziari 22 17

Totale oneri da passività finanziarie 150 123

La “Quota dei proventi e degli oneri derivanti dalla valutazione secondo il Patrimonio netto

delle partecipazioni” risulta positiva per 16 milioni di euro (positiva per 21 milioni di euro al 30

settembre 2011).

34) Altri proventi/costi non operativi

Gli “Altri proventi/costi non operativi” netti non presentano alcun valore al 30 settembre 2012

mentre al 30 settembre 2011 indicavano un valore netto negativo pari a 5 milioni di euro riferito

ad oneri sostenuti dalla controllata EPCG.

35) Oneri per imposte sui redditi

Oneri per imposte sui redditi - Milioni di euro 30 09 2012 30 09 2011

Imposte correnti 130 120

Imposte anticipate 33 (30)

Imposte differite passive (38) 4

Totale oneri/proventi per imposte sui redditi 125 94

Gli “Oneri per imposte” nel periodo in esame sono risultati pari a 125 milioni di euro (94 milioni

di euro al 30 settembre 2011).

La variazione rispetto al corrispondente periodo del precedente esercizio è sostanzialmente

riconducibile alla variazione di perimetro di applicazione della cd. “Robin Tax”, esteso anche

alle società di distribuzione di energia elettrica e gas (Legge 148/2011), che al 30 settembre 2011

aveva prodotto maggiori benefici sulle imposte anticipate rispetto agli oneri sulle imposte

correnti e differite, conseguenti all’adeguamento dei crediti per imposte anticipate su

importi pregressi alle nuove aliquote di tassazione.



102

36) Risultato netto da attività non correnti cedute e destinate allavendita

Al 30 settembre 2012 la voce è positiva per 43 milioni di euro (negativa per 3 milioni di euro al

30 settembre 2011) ed accoglie principalmente il contributo positivo relativo alla cessione del

Gruppo Coriance e della società e-Utile S.p.A.. Nel corrispondente periodo del precedente

esercizio accoglieva principalmente l’effetto negativo della valutazione della partecipazione in

Transalpina di Energia S.r.l. rettificato della plusvalenza generatasi dalla cessione della

partecipazione nella società Metroweb S.p.A..

37) Utile netto del periodo di pertinenza del Gruppo

L’utile consolidato di Gruppo, al netto delle quote di risultato di competenza di terzi negative

per 3 milioni di euro (positive per 33 milioni di euro al 30 settembre 2011), risulta pari a 169

milioni di euro (114 milioni di euro al 30 settembre 2011).



103

38) Utile per azione

01 01 2012 01 01 2011 30 09 2012 30 09 2011

Utile (perdita) per azione (in euro)

– di base 0,0543 0,0368

– di base da attività in funzionamento 0,0404 0,0377

– di base da attività destinate alla vendita 0,0138 (0,0009)

– diluito 0,0543 0,0368

– diluito da attività in funzionamento 0,0404 0,0377

– diluito da attività destinate alla vendita 0,0138 (0,0009)

Numero medio ponderato delle azioni in circolazione ai fini del calcolodell'utile (perdita) per azione

– di base 3.105.987.497 3.105.987.497

– diluito 3.105.987.497 3.105.987.497

Utile per azione


104

39) Comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

Si segnala che a partire dal 1° giugno 2012 è stata consolidata integralmente la società

controllata Edipower S.p.A. come meglio descritto ai paragrafi “Area di consolidamento” e

“Altre informazioni”.

Operazioni significative nonricorrenti e atipiche e/o inusuali


105

Milioni di euro 30.09.2012 31.12.2011

Cauzioni ricevute 609 462

Garanzie prestate 1.533 1.268

Cauzioni ricevute

L’entità delle cauzioni depositate dalle imprese appaltatrici e delle polizze fidejussorie a

garanzia della corretta esecuzione dei lavori assegnati ammontano a 609 milioni di euro (462

milioni di euro al 31 dicembre 2011).

Garanzie prestate e impegni con terzi

Sono pari a 1.533 milioni di euro (1.268 milioni di euro al 31 dicembre 2011) e sono relative a

fidejussioni rilasciate e ai depositi cauzionali costituiti a garanzia degli obblighi assunti nei con-

fronti di terzi.

Garanzie reali prestate

Le partecipazioni azionarie in Metroweb S.p.A. e Edipower S.p.A. sono state date in pegno alle

banche finanziatrici delle società stesse.

Si segnala che le società del Gruppo hanno in concessione beni di terzi il cui valore ammonta a

66 milioni di euro.

Garanzie ed impegni con i terzi


106

1) Eventi di rilievo del gruppo successivi al 30 settembre 2012

Per la descrizione degli eventi significativi avvenuti successivamente alla data di riferimento, si

rinvia allo specifico paragrafo del presente Resoconto intermedio di gestione.

2) Informazioni relative alle azioni proprie

Al 30 settembre 2012 A2A S.p.A. possiede n. 26.917.609 azioni proprie, pari allo 0,859% del

capitale sociale composto da n. 3.132.905.277 azioni, invariate rispetto alla chiusura dell’eser-

cizio precedente. Al 30 settembre 2012 non sono detenute azioni proprie per il tramite di

società controllate, società finanziarie o per interposta persona.

3) Operazioni IFRS3 revised

Il Gruppo durante il primo semestre del 2012 ha perfezionato l’operazione che riguarda l’ac-

quisizione del 70% del capitale sociale di Edipower S.p.A. da parte di Delmi S.p.A.; tale opera-

zione è classificabile come business combination ai sensi del principio internazionale IFRS3

revised “Aggregazioni aziendali”.

L’IFRS3 revised stabilisce che tutte le aggregazioni aziendali devono essere contabilizzate

applicando il metodo dell’acquisto. L’acquirente, pertanto, rileva tutte le attività, le passività e

le passività potenziali identificabili dell’acquisto ai relativi fair value (valori equi) alla data di

acquisizione ed evidenzia, inoltre, l’eventuale avviamento che, invece di essere ammortizzato,

è successivamente sottoposto ad una verifica di riduzione del valore (cd. impairment test).

In particolare l’IFRS3 revised definisce:

– l’“aggregazione aziendale” come l’operazione tramite la quale una sola entità (l’acquiren-

te) ottiene il controllo di una o più entità o attività aziendali distinte (l’acquisito);

– il “controllo” come il potere di determinare le politiche finanziarie e gestionali di un’entità

o di un’attività al fine di ottenerne benefici economici;

– l’“acquirente” come l’entità aggregante che ottiene il controllo delle altre entità o attività

aziendali;

Altre informazioni


107

– il “costo dell’aggregazione” come la somma di (i) fair value, alla data di scambio, delle atti-

vità acquisite, delle passività sostenute o assunte e degli strumenti rappresentativi di capi-

tale emessi dall’acquirente, in cambio del controllo dell’acquisito e (ii) di qualunque costo

direttamente attribuibile all’aggregazione aziendale;

– il “fair value” come il corrispettivo al quale un’attività può essere scambiata, o una passività

estinta, in una libera transazione fra parti consapevoli e disponibili;

– la “data di acquisizione” come la data in cui l’acquirente ottiene effettivamente il controllo

sull’acquisito;

– la “data di scambio” come la data di ciascuna operazione di scambio.

Il prezzo di borsa alla data dello scambio di uno strumento rappresentativo di capitale quotato

rappresenta la prova migliore del fair value dello strumento.

L’IFRS3 revised, che trova applicazione dal 1° luglio 2009 rispetto alla precedente versione del

principio introduce modifiche che riguardano principalmente:

a) la disciplina delle acquisizioni per fasi di società controllate;

b) la facoltà di valutare al fair value eventuali interessenze di pertinenza di terzi acquisite in

un’acquisizione parziale;

c) l’imputazione a Conto economico di tutti i costi connessi all’aggregazione aziendale;

d) la rilevazione alla data di acquisizione dei corrispettivi sottoposti a condizione.

Business combination Edipower S.p.A.

In data 24 maggio 2012 Delmi S.p.A., società controllata da A2A S.p.A. al 51%, ha ceduto a

WGRM 4 Holding S.p.A., società interamente posseduta da EdF S.A., il 50% di Transalpina di

Energia S.r.l. (TdE) per un corrispettivo pari a 783.748.900 euro e ha acquistato contestual-

mente il 70% di Edipower S.p.A. da Edison S.p.A. (quanto al 50%) e da Alpiq S.A. (quanto al

20%) per un prezzo complessivo pari a 883.748.900 euro.

Il menzionato importo di 783.748.900 euro corrisposto per la cessione del 50% di Transalpina

di Energia S.r.l. è soggetto a un meccanismo di aggiustamento ai sensi del quale tale importo è

ridotto, per un valore massimo di 25.100.000 euro, in relazione ai risultati dell’OPA obbligato-

ria promossa da EdF S.A. sulle azioni ordinarie di Edison S.p.A.. I risultati dell’OPA hanno deter-

minato una rettifica per aggiustamento pari a 24.400.123 euro, peraltro prudenzialmente già

assunta per l’importo complessivo in sede di bilancio semestrale abbreviato.

Gli effetti di tali operazioni, che erano sostanzialmente definite al 31 dicembre 2011, sono stati già

recepiti in sede di predisposizione del Bilancio consolidato al 31 dicembre 2011 del Gruppo A2A.

Si ricorda che la contabilizzazione delle operazioni in questione è avvenuta in modo unitario al

fine di rappresentare la sostanza dell’accordo. Per ulteriori dettagli in merito, nonché per l’a-

nalisi delle ragioni sottostanti all’operazione, si rimanda a quanto riportato nella Nota illustra-

tiva del Bilancio consolidato al 31 dicembre 2011 del Gruppo A2A.


Altre informazioni

108

A seguito del perfezionamento delle operazioni sopra descritte Delmi S.p.A. e quindi la con-

trollante A2A S.p.A. hanno acquisito il controllo di Edipower S.p.A..

Trattandosi di una business combination il Gruppo ha proceduto a consolidare la società con-

trollata, mediante applicazione dell’acquisition method previsto dall’IFRS3, a decorrere dal 31

maggio 2012, data prossima a quella di esecuzione degli accordi e coincidente con l’acquisizio-

ne del controllo.

L’applicazione dell’acquisition method ha comportato l’iscrizione al fair value delle attività e

passività acquisite, determinato anche sulla base della perizia di un terzo indipendente (nomi-

nato da Delmi S.p.A.) che ha svolto le proprie analisi basandosi sulle proiezioni dei flussi finan-

ziari delle previsioni settennali (2012-2019) predisposte dal management al fine di identificare

il fair value degli impianti di proprietà della società Edipower S.p.A..

Ciò premesso, di seguito si riportano gli effetti dell’operazione:

Milioni di euro 31 05 2012

ATTIVITÀ ACQUISITE E PASSIVITÀ ASSUNTE

Attività

Attività non correnti 2.417

Immobilizzazioni materiali 2.107

Immobilizzazioni immateriali 6

Crediti per imposte anticipate 293

Altre attività non correnti 11

Attività correnti 503

Rimanenze 113

Crediti commerciali 279

Altre attività correnti 21

Attività per imposte correnti 1

Disponibilità liquide 89

Totale attività 2.920

Passività

Passività non correnti 1.136

Passività finanziarie non correnti 959

Benefici a dipendenti 48

Fondi rischi ed oneri 126

Altre passività non correnti 3

Passività correnti 273

Debiti commerciali 107

Altre passività correnti 23

Passività finanziarie correnti 89

Debiti per imposte 54

Totale passività 1.409

Attività nette acquisite 1.511


Altre informazioni

109

Milioni di euro 31 05 2012 Consideration trasferred

Partecipazione in TdE S.rl. (915)

Cassa (100)

Differenziale OPA (24)

Previously held Interest

Partecipazione in Edipower S.p.A. (302)

Non controlling interest

Terzi (151)

Totale (1.492)

Attività nette acquisite 1.511

Badwill 19

di cui Gruppo A2A 16

Come si può evincere dalla tabella sopra riportata, i principali impatti dell’operazione ai fini del

Bilancio consolidato di A2A S.p.A. hanno riguardato:

• come consideration trasferred:

– la partecipazione in TdE S.r.l. ceduta da Delmi S.p.A. a EdF S.A. e valutata al fair value

less cost to sell, come meglio descritto nelle Note illustrative al Bilancio consolidato al

31 dicembre 2011 del Gruppo A2A;

– il conguaglio “per cassa” corrisposto da Delmi S.p.A. a EdF S.A. a fronte del differenzia-

le di prezzo per la cessione di TdE S.r.l. (784 milioni di euro) rispetto a quanto sostenuto

per l’acquisizione di Edipower S.p.A. (884 milioni di euro);

– la costituzione di un escrow account di 25 milioni di euro a disposizione di EdF S.A. a

fronte del maggior onere dell’OPA obbligatoria su Edison S.p.A. per effetto dell’aggiu-

stamento prezzo richiesto da Consob. A seguito del risultato dell’OPA tale importo è

stato determinato in 24,4 milioni di euro. Si ricorda che già nella relazione semestrale

tale esborso è stato totalmente e prudenzialmente considerato quale maggior costo

d’acquisto della partecipazione in Edipower S.p.A. ipotizzando la totale adesione

all’OPA. La riduzione avvenuta di 0,7 milioni di euro è stata considerata quindi come

riduzione del costo d’acquisto della partecipazione e si è tradotta in un incremento del

badwill imputato al Conto economico consolidato.

• come previously held interest:

– la partecipazione diretta del 20% di Edipower S.p.A. detenuta da A2A S.p.A. per un valo-

re pari a 302 milioni di euro.


Altre informazioni

110

A fini informativi nella tabella che segue viene evidenziata la sintesi del contributo economico

di Edipower S.p.A. dalla data di primo consolidamento al 30 settembre 2012.

Edipower S.p.A. - Valori economici 01 06 2012Milioni di euro 30 09 2012

Totale Ricavi 404

Margine Operativo Lordo 124

Risultato Operativo Netto 54

Utile Netto 17

Si precisa che la contabilizzazione della business combination è provvisoria e che, come con-

sentito dal principio contabile internazionale IFRS3, ci si riserva la possibilità di recepire even-

tuali aggiustamenti fino a 12 mesi dall’acquisition date.

4) Informazioni relative alle attività non correnti possedute per lavendita e alle attività operative cessate (IFRS 5)

Le voci “Attività non correnti destinate alla vendita” e “Passività direttamente associate ad

attività non correnti destinate alla vendita” al 30 settembre 2012 presentano un saldo pari a

zero essendosi conclusa nel terzo trimestre dell’anno l’operazione di cessione della partecipa-

zione in A2A Coriance S.a.s. come meglio descritto al paragrafo “Eventi di rilievo del periodo”.


Altre informazioni

111

5) Aggiornamento delle principali vertenze giudiziarie e fiscali in corso

Procedura di infrazione comunitaria

In data 5 giugno 2002 la Commissione Europea ha emanato la Decisione 2003/193/CE con la quale

ha dichiarato l’incompatibilità con il diritto comunitario dell’esenzione triennale dall’imposta sul

reddito disposta dall’art. 3, comma 70 della L. 549/95, dall’art. 66, comma 14 del D.L. 331/1993, con-

vertito con L. 427/93, e dei vantaggi derivanti dai prestiti concessi ai sensi dell’art. 9 bis del D.L.

318/1986, convertito in L. 488/96, a favore di società per azioni a partecipazione pubblica maggio-

ritaria istituite ai sensi della L. 142/90, in quanto ritenuti “aiuti di Stato” vietati dall’art. 87.1 del

Trattato CE. La Commissione non ha ritenuto invece che costituisse una misura di aiuto statale

l’esenzione dalle imposte sui conferimenti di cui all’art. 3, comma 69 della L. 549/95.

La Decisione è stata notificata il 7 giugno 2002 allo Stato italiano che l’ha impugnata davanti

alla Corte di Giustizia. Successivamente, con ordinanza della medesima Corte dell’8 giugno

2004, la causa è stata rinviata al Tribunale di primo grado con il numero T-222/04, a seguito del-

l’allargamento delle competenze di tale organo stabilite dal Trattato di Nizza.

Nel luglio 2002 la Decisione è stata quindi comunicata dalla Commissione alle società, che

l’hanno impugnata davanti al Tribunale di primo grado delle Comunità europee il 30 settembre

2002, ai sensi dell’art. 230, quarto comma del Trattato CE, mentre ulteriori impugnazioni sono

state proposte contro la stessa decisione da parte di altre società commerciali a prevalente

capitale pubblico e da Confservizi.

Lo Stato italiano non ha chiesto la sospensione dell’esecuzione della Decisione della

Commissione del giugno 2002 per non pregiudicare, in caso di diniego, la soluzione del merito.

E’ raro, infatti, che la Corte la conceda, soprattutto in materia di aiuti statali.

Conseguentemente la Decisione è risultata pienamente efficace e vincolante nei confronti

dello Stato italiano, che è stato quindi obbligato a recuperare gli aiuti concessi.

Infatti lo Stato italiano, pur continuando a coltivare le azioni volte all’annullamento della

Decisione comunitaria, sollecitato in questo senso dalla Commissione stessa ha comunque

dovuto attivare la procedura di recupero predisponendo un questionario per effettuare il cen-

simento delle società commerciali a partecipazione maggioritaria pubblica che hanno benefi-

ciato della citata esenzione dall’imposta sul reddito e dei prestiti concessi dalla Cassa Depositi

e Prestiti per gli anni considerati.

Le iniziative di recupero dello Stato italiano sono proseguite con la predisposizione di un

emendamento alla legge comunitaria definitivamente approvato dal Senato in data 13 aprile

2005 (art. 27, Legge 18 aprile 2005, n. 62). Il provvedimento prevedeva procedure articolate di

recupero basate sulle ordinarie regole fiscali e tendenti ad adeguare l’eventuale recupero


Altre informazioni

112

all’effettiva sussistenza di aiuti recuperabili (ciò in considerazione della specificità delle singo-

le posizioni, avuto anche riguardo alla sussistenza di cause di definizione del rapporto fiscale).

In particolare, tale provvedimento prevedeva alcuni adempimenti dichiarativi da parte del

contribuente e presupponeva alcuni atti ufficiali volti a specificare le modalità applicative e le

linee guida per una corretta valutazione dei casi di non applicazione. La citata disposizione è

stata modificata e meglio precisata quanto al contenuto delle emanande linee guida con il

disposto dell’art. 1, comma 133, Legge 23 marzo 2006, n. 266 (Legge Finanziaria per il 2006).

Successivamente, a seguito della condanna dell’Italia da parte della Corte di Giustizia per il

ritardo nel recupero dei presunti “aiuti” (Sentenza 1° giugno 2006, causa C – 207/05), con il

D.L. 15 febbraio 2007, n. 10 (convertito con la Legge 6 aprile 2007, n. 46) sono state apportate

ulteriori modifiche alle procedure di recupero già in essere.

In relazione a ciò sono state introdotte, sempre in attuazione della Decisione 2003/193/CE

della Commissione Europea, nuove disposizioni orientate al recupero dei presunti aiuti equi-

valenti alle imposte non corrisposte e dei relativi interessi conseguenti all’applicazione del

regime di esenzione fiscale previsto dagli art. 3, comma 70, della Legge 28 dicembre 1995, n.

549, e 66, comma 14, del Decreto Legge 30 agosto 1993, n. 331, convertito, con modificazioni,

dalla Legge 29 ottobre 1993, n. 427.

L’Agenzia delle Entrate nel primo semestre del 2007 ha proceduto alla notifica ad AEM S.p.A.

ed a ASM S.p.A. – in base al citato D.L. n. 10/2007 – di avvisi denominati “comunicazione-ingiun-

zione” relativamente ai presunti aiuti fruiti nei periodi di moratoria.

Il 30 aprile 2009 l’Agenzia delle Entrate ha notificato ai sensi dell’art. 27, D.L. 29 novembre

2008, n. 185, convertito con modificazioni dalla Legge 28 gennaio 2009, n. 2, n. 5 ulteriori avvisi

di accertamento, relativi alla posizione della ex AEM S.p.A. e della ex ASM S.p.A. per un ammon-

tare di circa 64 milioni di euro, comprensivo di interessi.

Con D.L. 25 settembre 2009, n. 135 (art. 19), sono state introdotte nuove disposizioni relative

al recupero dei presunti aiuti in questione, che prevedono essenzialmente (i) la possibilità di

notifica di ulteriori atti di recupero, (ii) l’irrilevanza ai fini del recupero delle plusvalenze realiz-

zate. Conseguentemente il 2 ottobre 2009 la società ha ricevuto la notifica da parte degli uffici

competenti di sei avvisi di accertamento recanti il recupero di somme ulteriori rispetto a quel-

le già in precedenza richieste, per un ammontare complessivo di circa 220 milioni di euro.

In base ai citati provvedimenti il recupero è stato attuato dalla Agenzia delle Entrate mediante

attività di accertamento di tipo fiscale senza la previsione della possibilità di dilazione né di

sospensione dal pagamento.

Nel merito, va notato che disposizioni di indirizzo per l’attività di recupero sono rinvenibili

nell’Ordine del giorno della Camera dei Deputati n. 9/01972/071, approvato nella seduta del 14


Altre informazioni

113

gennaio 2009. Nel citato atto di indirizzo viene esplicitato che l’attività di recupero “non può

sostanziarsi in un mero accertamento fiscale, privo di criteri di sorta ma deve essere diretta

alla determinazione, nell’an e nel quantum, degli aiuti da recuperare, chiarendo in particolare

che gli stessi sono recuperabili solo se effettivamente fruiti e verificando caso per caso se le

società abbiano effettivamente goduto di illegittimi aiuti di Stato che abbiano alterato i princi-

pi di libera concorrenza e di libertà di stabilimento delle imprese”. In coerenza con ciò devono

essere considerate “estranee all’azione di recupero quelle risorse che siano già state oggetto

di forme di restituzione”.

Nell’esercizio dei poteri conferiti, l’Agenzia avrebbe dovuto dunque procedere alla individua-

zione nel caso specifico di aiuti illegittimi, effettivamente fruiti e non ancora restituiti.

Poiché le cause relative alla società incorporante AEM S.p.A. (ora A2A S.p.A.) ed alla società

fusa per incorporazione ASM S.p.A. sono state oggetto di procedimenti disgiunti presso il

Tribunale di primo grado delle Comunità europee e di diversa posizione relativamente alle

“comunicazioni-ingiunzioni” ed agli avvisi di accertamento, per una migliore comprensione si

illustrano di seguito separatamente le due situazioni.

Ex-AEM S.p.A. (ora A2A S.p.A.)

Nel procedimento promosso da AEM S.p.A., la Commissione ha depositato il 6 gennaio 2003

un’eccezione di irricevibilità del ricorso, alla quale AEM S.p.A. ha risposto nei termini previsti.

Il Tribunale ha disposto la riunione dell’eccezione di irricevibilità al merito con ordinanza del 5

agosto 2005. Successivamente, in data 15 marzo 2006, AEM S.p.A. ha depositato una memoria

di replica nel giudizio pendente davanti al Tribunale di primo grado e, il 28 febbraio 2008, il

Tribunale di primo grado ha comunicato l’intenzione di riunire, ai fini della sola fase orale, le

diverse cause proposte da AEM S.p.A., da Confservizi, dalle altre società commerciali a preva-

lente capitale pubblico e dallo Stato italiano, domandando l’opinione delle parti.

In data 6 marzo 2008 AEM S.p.A. ha comunicato al Tribunale che avrebbe accolto favorevol-

mente l’eventuale riunione delle cause e risulta che anche altre ricorrenti abbiano espresso

analogo parere positivo. Il 16 aprile 2008 si è svolta l’udienza finale e, con sentenza datata 11

giugno 2009, il Tribunale di primo grado ha infine dichiarato ricevibile il ricorso presentato da

AEM S.p.A. ma lo ha respinto nel merito – al pari di quelli presentati dagli altri ricorrenti – rite-

nendo che la misura in esame costituisse un “aiuto di Stato” vietato, ai sensi dell’art. 87.1 del

Trattato CE e confermando quindi la Decisione della Commissione. AEM S.p.A. ha tempestiva-

mente impugnato la citata sentenza dinanzi la Corte di Giustizia delle Comunità europee. Con

sentenza C 320/09 P, pubblicata il 21 dicembre 2011, la Corte di Giustizia UE ha rigettato l’appel-

lo proposto da A2A S.p.A. (analogo rigetto vi è stato per i paralleli appelli proposti da altre

società ex municipalizzate).


Altre informazioni

114

Con riferimento all’art. 27 della Legge 18 aprile 2005, n. 62 si segnala che AEM S.p.A. ha pun-

tualmente osservato gli adempimenti, posti a carico delle società ex municipalizzate, previsti

dalla citata normativa di recupero e dalle relative disposizioni attuative.

Per completezza, si rappresenta che in data 27 ottobre 2005 l’Agenzia delle Entrate ha effet-

tuato un accesso presso la sede di AEM S.p.A. al fine di acquisire la documentazione conta-

bile necessaria per il riscontro della correttezza dei dati indicati nelle dichiarazioni presen-

tate ai sensi dell’art. 27, Legge n. 62 citata. Si è trattato di un accesso mirato unicamente

all’accertamento e alla conseguente liquidazione definitiva delle eventuali imposte da resti-

tuire. AEM S.p.A. ha depositato ai verificatori un’ampia memoria nella quale risultano espo-

sti i criteri di redazione delle dichiarazioni. Si è ritenuto ragionevole ritenere che qualora

tutti gli strumenti di tutela giurisdizionale avessero dovuto avere esito negativo, l’azione di

recupero del Governo italiano potesse concretizzarsi in una revoca dei benefici concessi in

modo differenziato per i diversi settori dei servizi pubblici, in relazione all’effettivo grado di

apertura alla concorrenza nel periodo di efficacia delle misure contestate e, quindi, di even-

tuale distorsione della stessa.

A tal proposito e in tale ottica, il ricorso di AEM S.p.A. ha evidenziato come la società abbia ope-

rato, nel periodo 1996-1999 oggetto dell’esame della Commissione, in settori non aperti alla

concorrenza come il settore elettrico e quello del gas per il quale, tra l’altro, AEM S.p.A. non ha

partecipato ad alcuna gara per l’affidamento del servizio (per inciso tale osservazione è stata

peraltro riproposta successivamente dinanzi la Corte di Giustizia).

Alla luce dello stato di incertezza circa l’esito dei ricorsi avviati nonché delle modalità di un’e-

ventuale applicazione delle Decisioni adottate dalla Commissione, la società ha ritenuto possi-

bile, ma non probabile, il rischio di recupero degli aiuti concessi a seguito dell’eventuale esito

negativo dell’intera procedura: conseguentemente non è stato operato alcuno stanziamento

a tale titolo nei bilanci fino al 31 dicembre 2006. Tale scelta è stata effettuata anche in conside-

razione di obiettive condizioni di incertezza circa la possibilità di addivenire ad una stima suf-

ficientemente ragionevole degli oneri che potevano ricadere su AEM S.p.A. in conseguenza

della citata Decisione.

Infine si consideri che gran parte degli utili distribuiti da AEM S.p.A. in regime di moratoria

fiscale ha visto quale beneficiario il Comune di Milano soggetto appartenente alla Pubblica

Amministrazione e che nessun finanziamento agevolato è stato concesso dalla Cassa Depositi

e Prestiti ad AEM S.p.A. ai sensi delle leggi citate nel periodo considerato dalla Commissione.

L’Agenzia delle Entrate, Ufficio di Milano 1, in data 30 marzo 2007, ha proceduto alla notifica –

in base al citato D.L. n. 10/2007 – di quattro avvisi denominati “comunicazione-ingiunzione”

relativamente ai presunti aiuti fruiti nei periodi 1996, 1997, 1998, 1999.


Altre informazioni

115

Le somme richieste con i suddetti avvisi, pari a 4,8 milioni di euro comprensivi degli interessi,

sono state determinate sulla base di quanto dichiarato dalla società nel luglio 2005, tranne per

ciò che riguarda il disconoscimento degli effetti definitori connessi all’adesione al condono cd.

tombale ex L. n. 289/2002.

In base alle disposizioni del D.L. n. 10/2007, le somme così liquidate e originariamente non

pagate sono soggette a una riscossione coattiva a mezzo iscrizione a ruolo; inoltre le disposi-

zioni in materia non consentono l’ottenimento di dilazioni o sospensioni del pagamento, nean-

che in caso di impugnazione.

La società, preso atto delle comunicazioni ricevute, considerato il disposto del D.L. n. 10/2007

e della relativa legge di conversione, verificata la corrispondenza degli importi richiesti rispet-

to a quanto a suo tempo dichiarato e la relativa entità, ha deciso in data 27 aprile 2007 di pro-

cedere al pagamento delle somme richieste.

In conseguenza di quanto sopra le somme versate sono state inserite nella determinazione del

risultato economico dell’esercizio 2007 con effetto sulle voci relative agli “Oneri finanziari” e

agli “Altri costi non operativi”.

La società ha cautelativamente ritenuto opportuno proporre ricorso alla giurisdizione tribu-

taria competente avverso le suddette “comunicazioni-ingiunzione”. La Commissione

Tributaria Provinciale di Milano - sezione 21, con sentenza n. 8 del 25 gennaio 2008 ha rigettato

i ricorsi proposti, e la relativa sentenza, che statuisce circa l’entità dell’aiuto recuperabile, è

passata in giudicato.

Il 30 aprile 2009, l’Agenzia delle Entrate ha notificato tre provvedimenti, emessi in base al

disposto dell’art. 24, D.L. n. 185/2008, recanti il recupero di presunti “aiuti di Stato” dichiarati

in contrasto con la normativa comunitaria e relativi alla pregressa Decisione della

Commissione Europea. Tali avvisi sono stati impugnati davanti alla Commissione Tributaria

Provinciale di Milano. La trattazione orale si è svolta il 19 settembre 2011 e i ricorsi proposti

sono stati tutti rigettati, previa riunione, con la sentenza n. 222/09/11. La società ha proposto

tempestivo appello avverso tale sentenza.

In base alle disposizioni vigenti in materia, il pagamento di quanto richiesto, pari a complessivi 23

milioni di euro, doveva essere inderogabilmente eseguito entro trenta giorni dalla notifica del rela-

tivo provvedimento e A2A S.p.A. ha provveduto ad effettuare il pagamento in data 8 maggio 2009.

Come premesso, il 2 ottobre 2009, l’Agenzia delle Entrate ha notificato quattro provvedimen-

ti, emessi in base al disposto dell’art.19, D.L. n. 135/2009 e recanti l’ulteriore recupero di pre-

sunti “aiuti di Stato” dichiarati in contrasto con la normativa comunitaria, relativi alla posizio-

ne della ex AEM S.p.A..


Altre informazioni

116

La società, dopo aver versato - per evitare gli oneri della iscrizione a ruolo e la maturazione di

ulteriori interessi – la somma complessiva di 184 milioni di euro in data 22 ottobre 2009, ha

impugnato i predetti avvisi davanti alla Commissione Tributaria Provinciale di Milano che –

previa riunione con quelli relativi ad ASM S.p.A. - li ha trattati nel merito il 19 gennaio 2010 e li

ha accolti con sentenza n. 137/01/10.

A seguito della sentenza, A2A S.p.A. ha chiesto alla Agenzia delle Entrate la restituzione delle

somme versate a titolo di recupero dei presunti “aiuti di Stato”, senza ottenere riscontro.

Avverso tale sentenza è stato proposto, in data 9 aprile 2010, appello da parte della Direzione

Regionale delle Entrate della Lombardia e della Agenzia delle Entrate – Ufficio di Milano 1.

Ex-ASM S.p.A. (dal 1° gennaio 2008 incorporata in A2A S.p.A.)

Per quanto riguarda la posizione di ASM S.p.A., la società ha anch’essa impugnato la Decisione

dinanzi al Tribunale di primo grado del Lussemburgo, con ricorso presentato in proprio il 2

gennaio 2003 e ad adiuvandum di AEM S.p.A. ed AMGA S.p.A..

ASM S.p.A. ha peraltro ritenuto che la decisione 2003/293/CE della Commissione Europea del

5 luglio 2002 non potesse essere ad essa applicata a causa della peculiarità della sua posizione:

nel periodo considerato i servizi svolti da ASM S.p.A. nei territori di operatività non risultavano

infatti aperti al mercato e alla libera concorrenza.

La Commissione ha depositato il 6 gennaio 2003 un’eccezione di irricevibilità del ricorso alla

quale ASM S.p.A. ha risposto nei termini previsti. Il Tribunale ha disposto la riunione dell’ecce-

zione di irricevibilità al merito con ordinanza del 5 agosto 2005.

In data 28 febbraio 2008 il Tribunale di primo grado ha comunicato ad ASM S.p.A. l’intenzione

di riunire, ai fini della sola fase orale, le diverse cause proposte da ASM S.p.A., da Confservizi,

dalle altre società commerciali a prevalente capitale pubblico e dallo Stato italiano, doman-

dando l’opinione delle parti. ASM S.p.A. ha comunicato al Tribunale che avrebbe accolto favo-

revolmente l’eventuale riunione delle cause.

Il 16 aprile 2008 si è svolta l’udienza finale e, con sentenza datata 11 giugno 2009, il Tribunale di

primo grado ha infine dichiarato ricevibile il ricorso presentato da ASM S.p.A. ma lo ha respin-

to nel merito – al pari di quelli presentati dagli altri ricorrenti – ritenendo che la misura in

esame costituisse un “aiuto di Stato” vietato ai sensi dell’art. 87.1 del Trattato CE e conferman-

do la Decisione della Commissione. Con sentenza C 320/09 P, pubblicata il 21 dicembre 2011, la

Corte di Giustizia UE ha rigettato l’appello proposto da A2A S.p.A. (analogo rigetto vi è stato

per i paralleli appelli proposti da altre società ex municipalizzate).

Le società del Gruppo ASM interessate alla procedura di recupero (ASM S.p.A., anche per

conto dell’incorporata BAS S.p.A. e Azienda Servizi Valtrompia S.p.A.), conformemente alla


Altre informazioni

117

richiesta contenuta nell’art. 27 della Legge 18 aprile 2005, n. 62 hanno inviato la dichiarazione

richiesta dall’art. 27 della citata legge per ciascuno dei periodi rispettivamente interessati dalla

moratoria fiscale.

Per quanto attiene la posizione della BAS S.p.A. Bergamo, incorporata con effetto dal 18 mag-

gio 2005, e Azienda Servizi Valtrompia S.p.A., si evidenzia che tali società, negli anni in cui ope-

rava la moratoria, presentavano un reddito imponibile negativo e pertanto è probabile che

nessuna imposta sarà dovuta.

Nel mese di aprile 2007, ASM S.p.A. ha ricevuto la notifica della “comunicazione-ingiunzione”

ex art.1 del D.L. 10/2007 da parte dell’Agenzia delle Entrate di Brescia per i periodi 1998 e 1999.

ASM S.p.A., supportata anche dal parere dei propri consulenti fiscali ed esperti di diritto

comunitario, ha fatto rilevare all’Agenzia delle Entrate di Brescia come la “comunicazione-

ingiunzione” ricevuta fosse contraria nel contenuto e nell’ammontare chiesto a pagamento

alle previsioni del citato decreto.

Contestualmente ASM S.p.A. si è costituita in giudizio presso il Tribunale di Brescia per la

dichiarazione di nullità dell’ingiunzione e ha chiesto l’emissione di un provvedimento cautela-

re per la richiesta della sospensiva del pagamento.

L’Agenzia delle Entrate, in data 23 maggio, ha riconosciuto la correttezza delle argomentazioni

proposte da ASM S.p.A. e ha provveduto ad annullare la “comunicazione-ingiunzione” di paga-

mento. Alla luce dello stato di incertezza circa l’esito dei ricorsi avviati nonché delle modalità

di un’eventuale applicazione delle Decisioni adottate dalla Commissione, la società ha ritenuto

possibile, ma non probabile, il rischio di recupero degli aiuti concessi a seguito dell’eventuale

esito negativo dell’intera procedura: conseguentemente, non è stato operato alcuno stanzia-

mento a tale titolo nei bilanci.

Si segnala tuttavia che l’Assemblea dei Soci di ASM S.p.A. aveva deliberato che, in attesa della

conclusione della questione, una quota delle riserve disponibili formatesi negli esercizi di

“moratoria fiscale” pari a 13 milioni di euro, non fosse comunque oggetto di distribuzione agli

Azionisti.

Il 30 aprile 2009, l’Agenzia delle Entrate ha notificato due provvedimenti, emessi in base al

disposto dell’art. 24, D.L. n. 185/2008, recanti il recupero di presunti “aiuti di Stato” dichia-

rati in contrasto con la normativa comunitaria, relativi alla posizione della ex ASM S.p.A.. Tali

avvisi sono stati impugnati davanti alla Commissione Tributaria Provinciale di Milano. La

trattazione orale si è svolta il 19 settembre 2011 e i ricorsi proposti sono stati tutti rigettati,

previa riunione, con la sentenza n. 222/09/11. La società ha proposto tempestivo appello

avverso tale sentenza.


Altre informazioni

118

In base alle disposizioni vigenti in materia, il pagamento di quanto richiesto, pari a 41,6 milioni

di euro, doveva essere inderogabilmente eseguito entro trenta giorni dalla notifica del relativo

provvedimento e quindi A2A S.p.A. ha provveduto ad effettuare il pagamento l’8 maggio 2009.

Come premesso, il 2 ottobre 2009 l’Agenzia delle Entrate ha notificato due provvedimenti,

emessi in base al disposto dell’art. 19, D.L. n. 135/2009, recanti l’ulteriore recupero di presunti

“aiuti di Stato” dichiarati in contrasto con la normativa comunitaria e relativi alla posizione

della ex ASM S.p.A..

La società, dopo aver versato, per evitare gli oneri della iscrizione a ruolo e la maturazione di

ulteriori interessi, la complessiva somma di 35,8 milioni di euro in data 22 ottobre 2009, ha

impugnato i predetti avvisi davanti alla Commissione Tributaria Provinciale di Milano, che –

previa riunione con quelli relativi ad AEM S.p.A. - li ha trattati nel merito il 19 gennaio 2010 e li

ha accolti con sentenza n. 137/01/10. A seguito della sentenza, A2A S.p.A. ha chiesto alla Agenzia

delle Entrate la restituzione delle somme versate a titolo di recupero dei presunti “aiuti di

Stato”, senza ottenere riscontro.

Avverso tale sentenza è stato proposto, in data 9 aprile 2010, appello da parte della Direzione

Regionale delle Entrate della Lombardia e della Agenzia delle Entrate – Ufficio di Milano 1.

* * *

Giudizio sull’appello proposto dalla Agenzia delle Entrate avverso la sentenza n.

137/01/10, relativa alle posizioni di ex AEM S.p.A. ed ex ASM S.p.A.

A seguito dell’appello proposto, A2A S.p.A. si è costituita in giudizio depositando controdedu-

zioni e successiva memoria.

Il 5 luglio 2010, l’appello dell’Agenzia delle Entrate è stato discusso davanti alla Commissione

Tributaria Regionale, che lo ha accolto.

La società ha tempestivamente proposto ricorso per cassazione, facendo valere i vizi della

sentenza di appello; l’udienza per la trattazione non è stata ancora fissata.

* * *

Giudizio sull’appello proposto dalla Agenzia delle Entrate avverso la sentenza n.

222/09/11, relativa alle posizioni di ex AEM S.p.A. ed ex ASM S.p.A.

A seguito dell’appello proposto, A2A S.p.A. si è costituita in giudizio depositando controdedu-

zioni e successiva memoria.

Il 13 giugno 2012, l’appello dell’Agenzia delle Entrate è stato discusso davanti alla Commissione

Tributaria Regionale, che lo ha accolto.

La società sta valutando la possibilità di proporre ricorso per cassazione, per far valere i vizi

della sentenza di appello.


Altre informazioni

119

Consul Latina / BAS S.p.A. (ora A2A S.p.A.)

L’acquisto della partecipazione in HISA da parte di BAS S.p.A. fu effettuato attraverso una

società di consulenza locale denominata Consul Latina.

Stante la non univocità del testo contrattuale e la non acquisizione del 100% della partecipa-

zione in HISA da parte della sola BAS S.p.A., quest’ultima non pagò il corrispettivo dovuto a

Consul Latina che, per ottenere il pagamento del corrispettivo, instaurò nel 1998 una causa

legale.

Tale causa è tuttora in corso con eccezioni di rito, anche recenti, quali la nullità degli atti pro-

cessuali posti in essere dopo il 18 maggio 2005 per carenza di procura, problematica fra l’altro

successivamente risolta.

Nel ricorso denominato EXP 82218, Sentenza 3697/3000 del 9 maggio 2008, Consul Latina

pretendeva la nullità delle attività processuali per carenza di legittimazione dei legali recla-

mando i danni a causa della tardività del deposito dei documenti effettuati da BAS S.p.A.. La

Corte ha respinto le pretese dichiarando l’avvenuta successione di ASM S.p.A. a BAS S.p.A..

A detta di Consul Latina, in data 10 maggio 2007 (secondo quanto riferito dal legale Avv. De

Florio), il debito era pari a USD 1.872.000 calcolato sul capitale di USD 720.000 più 1% di inte-

ressi da aprile 1999.

A tale data, un’eventuale offerta transattiva di ASM S.p.A avente un valore di USD 400.000

non sarebbe stata accettata.

In una comunicazione del 18 novembre 2008, il legale ricorda che il coefficiente da applicare al

valore del capitale per comprendere la somma dovuta da BAS S.p.A. in caso di soccombenza è

pari al 27,22% e conferma che, negli ultimi due anni, il tasso delle transazioni commerciali è

rimasto inalterato pari all’1,55%.

In data 30 luglio 2010 è stata notificata rogatoria internazionale con richiesta di interrogatorio

formale di A2A S.p.A. su capitoli di prova formulati dal Tribunale di Buenos Aires; l’udienza si è

svolta in data 17 settembre 2010; la testimonianza è stata inviata dalla Corte di Appello al

Tribunale di Buenos Aires che ne trarrà i dovuti giudizi.

I legali che assistono A2A S.p.A. hanno ritenuto positiva la testimonianza resa da A2A S.p.A., ma

non prevedono una data di possibile emanazione della sentenza né sono in grado di pronosti-

care l’esito della vertenza.

Il giudizio in merito all’esito della causa che i legali hanno fornito nel report di fine marzo 2012

ipotizza una possibilità al 25% che la sentenza accolga tutte le richieste di Consult Latina

(capitale USD 720.000 incrementato dagli interessi pari all’1% mese e dalle spese, pari al 30%


Altre informazioni

120

del capitale e degli interessi), al 55% che la sentenza riduca le pretese di Consult Latina (USD

131.521 maggiorato dagli interessi pari all’1% mese e delle spese, pari al 30% del capitale e degli

interessi) al 10% che la sentenza riduca significativamente le pretese di Consult Latina (USD

82.855 incrementato dagli interessi pari all’1% mese e dalle spese pari al 30% del capitale e

degli interessi) e al 10% che A2A S.p.A. abbia piena ragione e non sia condannata a pagare

alcunché.

Nel ricorso n. 82220 con cui Consult Latina chiede la costituzione in pegno delle azioni di

Redengas S.A. in data 21 giugno 2001, la corte ha disposto il pegno.

Anche per il ricorso denominato EXP 90779, Sentenza 5317534 del 20 maggio 2005, con il quale

Consul Latina rilevava la mancata legittimazione dell’Avv. De Florio nell’intervento avutosi nel-

l’agosto 2005 a causa dell’intervenuta fusione di BAS S.p.A in ASM S.p.A., il giudice rigettava il

ricorso (6 ottobre 2009) per inattività dell’attore.

Il 10 novembre 2008 Consul Latina tentava di radicare un nuovo ricorso contro BAS S.p.A,

l’EXP 095148, con cui voleva informazioni in merito alla società Enerfin S.r.l. in liquidazione

volte a sapere se ASM S.p.A. fosse ancora socio e, nel caso in cui avesse ceduto la parteci-

pazione, quale fosse stato il prezzo dell’alienazione. In data 16 novembre 2009, il giudice

ha condannato A2A S.p.A a pagare una sanzione di 300 pesos al giorno a decorrere dal 6

maggio 2009 per non aver fornito in tale data le richieste informazioni afferenti la cessio-

ne; contro tale sentenza i legali hanno subito interposto appello e per questo nessuna san-

zione è ancora stata pagata. In data 30 giugno 2011 la Corte di Appello ha revocato la sen-

tenza interlocutoria che aveva dichiarato A2A S.p.A. inadempiente, quindi A2A S.p.A, che

non ha mai pagato la sanzione giornaliera, è stata dichiarata non obbligata a tale pagamen-

to.

Nel febbraio 2010 A2A S.p.A. ha rinnovato il mandato ai legali dello Studio Garrido ad indivi-

duare una soluzione transattiva del contenzioso originario radicato da Consult Latina e a porre

in essere gli atti necessari per revocare il pegno iscritto da Consult Latina sulle società control-

late da HISA. A fine settembre 2011 i legali hanno riferito di una proposta di transazione peral-

tro senza documentare i termini della stessa, avanzata da Consult Latina per un valore di 3,9

milioni di USD. A2A S.p.A. ha comunicato la non accettabilità riconfermando una disponibilità

per una cifra compresa entro 750 migliaia di USD. Non si conosce la risposta formale di

Consult Latina.

La società è assistita dallo Studio Garrido di Buenos Aires.


Altre informazioni

121

ENEL / AEM Elettricità S.p.A. (ora A2A Reti Elettriche S.p.A., controllata da A2A

S.p.A.)

Con atto di citazione notificato nel 2001, ENEL ha chiesto l’annullamento delle determinazioni

del Collegio di Esperti nominato ai sensi del Decreto Legislativo 16 marzo 1999, n. 79 (cd.

decreto Bersani), che aveva fissato in 820 miliardi di lire il prezzo da corrispondere a ENEL per

la cessione ad AEM Elettricità S.p.A. (ora A2A Reti Elettriche S.p.A.) del Ramo d’Azienda relati-

vo all’attività di distribuzione dell’energia elettrica nei comuni di Milano e Rozzano. AEM

Elettricità S.p.A. ha chiesto il rigetto della domanda di ENEL, non potendo la determinazione

degli Esperti essere considerata manifestamente iniqua o erronea ai sensi dell’art. 1349 c.c..

Inoltre, AEM Elettricità S.p.A. ha a sua volta domandato, in via riconvenzionale, la condanna di

ENEL al risarcimento dei danni dovuti al ritardo con cui il venditore ha provveduto alla cessio-

ne, imposta dalla legge, del suddetto Ramo d’Azienda.

Ad avviso di AEM Elettricità S.p.A. il Giudice avrebbe potuto modificare la determinazione

degli Esperti solo qualora questa fosse apparsa, anche all’esito della consulenza tecnica d’uffi-

cio - che il Giudice ha disposto - “manifestamente iniqua o erronea”.

Il Consulente Tecnico d’ufficio incaricato dal Giudice, dopo una laboriosa attività e numerose

rettifiche, ha da ultimo determinato in circa 66 milioni di euro il maggior valore del Ramo

d’Azienda al netto dei danni dallo stesso riconosciuti ad AEM Elettricità S.p.A..

Con sentenza pubblicata il 9 giugno 2008 il Tribunale di Milano ha rideterminato pertanto il

prezzo del Ramo d’Azienda nella misura indicata dal Consulente Tecnico d’ufficio (990,8

miliardi di lire) ed ha invece respinto la domanda di risarcimento dei danni proposta da AEM

Elettricità S.p.A.. Secondo il Tribunale, la differenza di valutazione emersa in sede di consulen-

za tecnica d‘ufficio, rispetto alla valutazione effettuata dal Collegio degli Esperti, sarebbe di

misura tale da rendere quest’ultima manifestamente iniqua. In altre parole il Giudice ha ritenu-

to di poter fare pieno affidamento sulle conclusioni del perito da esso nominato, benché talu-

ne delle scelte effettuate, che hanno comportato un risultato sensibilmente differente da

quello cui era pervenuto il Collegio di Esperti, apparissero il frutto di un diverso esercizio di

una discrezionalità tecnica intrinseca all’attività valutativa. Il Giudice ha, inoltre, fatto leva su

talune affermazioni del proprio consulente relative alla “inappropriatezza” di taluni parametri

utilizzati dal Collegio di Esperti.

Ritenendo dunque che il prezzo fosse iniquo, il Giudice ha anche respinto la domanda avanzata da

AEM Elettricità S.p.A. di risarcimento dei danni per il ritardo nel trasferimento del Ramo

d’Azienda. Secondo il magistrato, infatti, ENEL avrebbe legittimamente rifiutato di dar luogo al

trasferimento del compendio aziendale a fronte di un corrispettivo che sarebbe stato incongruo.

Si ritiene che la sentenza sia non condivisibile.


Altre informazioni

122

Da un lato, infatti, non si accetta l’assunto che la determinazione del prezzo elaborata dal

Collegio di Esperti fosse affetta da errori o che essa fosse iniqua. Tale organismo era infatti for-

mato da illustri cattedratici di riconosciuta esperienza nella valutazione di aziende e la semplice

“sostituzione” operata dal Giudice di detta determinazione con quella operata dal Consulente

d’ufficio appare del tutto insoddisfacente. Sotto altro profilo, il mancato riconoscimento dei

danni per il ritardo nel trasferimento dell’azienda non appare giustificato, atteso che ENEL ben

avrebbe potuto consegnare l’azienda - come poi in effetti ha fatto – coltivando parallelamente il

giudizio volto alla verifica della congruità del prezzo, così come determinato dagli Esperti. A2A

S.p.A. ha proposto appello avverso la sentenza del Tribunale con atto di citazione notificato il 23

ottobre 2008; l’udienza di precisazione delle conclusioni era prevista per il 5 aprile 2011.

Successivamente, con atto di citazione notificato il 28 maggio 2009, ENEL ha citato in giudizio

A2A S.p.A. chiedendo, proprio sul fondamento della suindicata sentenza del Tribunale di Milano

(che non era una sentenza di condanna), che quest’ultima venisse condannata al pagamento di

88.244.342 euro, oltre interessi legali e rivalutazione monetaria dal 31 ottobre 2002. Alla prima

udienza di questo giudizio in data 24 novembre 2009 la parte attrice ha rinunciato all’ingiunzio-

ne e le parti sono ora in attesa del prosieguo del giudizio di appello sopra richiamato.

Nel corso dell’esercizio 2009 è stata sottoscritta una negoziazione con la controparte in meri-

to alla rateizzazione dell’eventuale onere in modo da eliminare il rischio per la società di un

notevole eventuale esborso in unica soluzione.

In sede di predisposizione della Relazione finanziaria annuale 2009, in via meramente pruden-

ziale, si è deciso di mantenere l’iscrizione di 88 milioni di euro contabilizzata come valore del-

l’avviamento, già presente nell’attivo della Situazione patrimoniale-finanziaria in relazione al

Ramo d’Azienda oggetto di trasferimento, con contropartita l’iscrizione di un fondo rischi ed

oneri di pari importo nel passivo della Situazione patrimoniale-finanziaria e, inoltre, di proce-

dere all’iscrizione con la medesima modalità degli oneri accessori pari a 24 milioni di euro.

Per esigenze di ristrutturazione dei ruoli la causa è stata riassegnata e l’udienza per la precisa-

zione delle conclusioni, fissata al 5 aprile 2011, è stata rinviata al giorno 18 settembre 2012, allor-

ché s’è tenuta l’udienza di precisazione delle conclusioni, con fissazione dei termini per con-

clusionali e repliche, attese queste ultime entro il 19 novembre 2012.

Indagine sui misuratori di gas

Si segnala che presso la Procura della Repubblica di Brescia pende un’indagine avente ad

oggetto la contabilizzazione del gas, che vede indagate alcune società del Gruppo A2A ed alcu-

ni dirigenti ed amministratori delle stesse. La contestazione riguarda il reato di truffa ed altro.

Si tratta di un procedimento trasmesso per competenza territoriale dall’Autorità Giudiziaria

milanese. Dopo la notifica in data 7 febbraio 2011 dell’“Avviso della conclusione delle indagini pre-


Altre informazioni

123

liminari - art 415 bis c.p.p.”, veniva notificato in data 9 giugno 2011 l’“Avviso di fissazione dell’u-

dienza preliminare” in relazione alla richiesta di rinvio a giudizio avanzata dal Pubblico Ministero.

L’udienza preliminare si svolgeva avanti il Gip di Brescia in data 8 novembre 2011. In tale sede le

difese degli imputati sollevavano una eccezione preliminare di nullità della notifica del decreto

contenente l’“Avviso di fissazione dell’udienza preliminare” in quanto mancante del CD con l’e-

lenco dei contatori “incriminati”, indicato nel decreto stesso come “allegato costituente parte

integrante del capo di imputazione”. L’eccezione veniva accolta dal Gip che dichiarava la nullità

della notifica. Ciò comportava per il PM la necessità di rinotificare l’“Avviso di conclusione delle

indagini preliminari – art. 415 bis c.p.p.” ed il regredire del procedimento alla fase precedente. In

data 4-9 gennaio 2012 veniva rinotificato l’“Avviso di conclusione delle indagini preliminari – art.

415 bis c.p.p.”, questa volta con il CD. Il 18 ottobre 2012 si è tenuta l’udienza preliminare. In tale

sede il PM ha sollevato una eccezione preliminare ai sensi dell’art. 11 c.p.p. rilevando che almeno

due magistrati, i cui uffici giudiziari sono ricompresi nel distretto della Corte d’Appello di Brescia,

risultano rivestire la qualità di “persone offese” nel procedimento ed ha chiesto al Giudice dell’u-

dienza preliminare, dott. Nappo, di dichiarare l’incompetenza dell’autorità giudiziaria di Brescia.

Le difese si sono associate all’istanza. Il Gup ha quindi dichiarato la propria incompetenza e ordi-

nato la trasmissione degli atti alla Procura di Venezia. A seguito di tale provvedimento il procedi-

mento è dunque regredito alla fase iniziale.

Buzzi Arturo/A2A S.p.A.

Il sig. Buzzi ha intentato causa contro AEM S.p.A. (ora A2A S.p.A.) innanzi al Tribunale di Milano

con atto notificato il 24 maggio 2001.

In particolare, il sig. Buzzi ha impugnato innanzi al citato Tribunale le delibere con cui l’Assemblea

ha approvato il bilancio e ha autorizzato la cessione da parte di AEM S.p.A a e.Biscom S.p.A. della

partecipazione del 30,8% allora detenuta da AEM S.p.A. nella società Fastweb S.p.A., con conte-

stuale acquisto da parte di AEM S.p.A. della partecipazione del 33% allora detenuto da e.Biscom

S.p.A. in Metroweb S.p.A. e la sottoscrizione di un prestito obbligazionario.

AEM S.p.A. si è costituita all’udienza del 19 novembre 2003, depositando comparsa di costitu-

zione e risposta.

Il 20 aprile 2004 si è svolta l’udienza di comparizione delle parti ed il 9 novembre 2004 si è

tenuta udienza di trattazione. I difensori delle parti hanno scambiato memorie ex artt. 183, 5°

comma, c.p.c. e ex art. 184 c.p.c.. La difesa del sig. Buzzi ha chiesto al giudice di ammettere

prove testimoniali, di disporre una consulenza tecnica d’ufficio e di ordinare l’acquisizione

“della perizia svolta a suo tempo da Morgan Stanley relativamente alla valutazione di Fastweb

S.p.A. e Metroweb S.p.A. ai fini dell’operazione di concambio azionario fra e.Biscom S.p.A. ed

AEM S.p.A. ed operazioni collaterali e dei bilanci Metroweb S.p.A. al 31 dicembre 2002 e 31


Altre informazioni

124

dicembre 2003”. La difesa di AEM S.p.A. si è opposta e all’udienza del 28 febbraio 2005 il

Giudice istruttore ha respinto le istanze del sig. Buzzi. Quindi, ritenendo la causa matura per la

decisione, ha fissato per il 4 aprile del 2006 l’udienza di precisazione delle conclusioni.

Con sentenza depositata in data 7 giugno 2007, il Giudice del Tribunale di Milano ha respinto le

domande dell’attore, condannandolo al pagamento delle spese legali.

Il sig. Buzzi ha proposto appello alla sentenza del Tribunale pur non potendo prevedere l’esito

del giudizio di appello; il rischio di riforma della sentenza di primo grado appare, allo stato, non

particolarmente considerevole. La decisione della Corte verrà emessa probabilmente nei

prossimi mesi.

Arbitrato radicato da Ecovolt per violazione Accordo di investimento - Patto paraso-

ciale di Ostros Energia S.r.l. in liquidazione (Arbitrato 6309 radicato da Ecovolt)

In data 25 maggio 2009, i soci di minoranza di Ostros Energia S.r.l. in liquidazione, Ecovolt,

hanno radicato arbitrato in esecuzione della clausola compromissoria presente nell’Accordo

di Investimento sottoscritto con ASM S.p.A. (ora A2A S.p.A.) in data 30 gennaio 2007 al fine di

far dichiarare la violazione dell’Accordo, nella sua parte di patto parasociale, da parte di A2A

S.p.A. non avendo finanziato lo sviluppo di Ostros Energia S.r.l. in liquidazione e non avendo

eseguito quanto previsto, segnatamente dall’art. 2.5 dell’Accordo medesimo.

Le tematiche sono già state sviluppate dalle parti a partire dalla fine del 2008, anche acquisen-

do pareri legali.

Il collegio è formato dai prof. N. Irti, prof. G. Sbisà e prof. M. Cera. Nel corso della prima riunio-

ne del 4 marzo 2010, convocata per il tentativo obbligatorio di conciliazione, il collegio, preso

atto dell’assenza delle parti resa necessaria dalla mancanza di condizioni per adire alla transa-

zione, ha fissato al 26 aprile 2010 l’udienza di assunzione di interrogatorio libero delle parti,

invitando a tal fine i legali rappresentanti o procuratori informati dei fatti. Il collegio ha dispo-

sto anche il termine per la conclusione delle operazioni arbitrali al 20 novembre 2010.

Successivamente alla citata udienza di interrogatorio libero, il collegio ha emesso l’ordinanza

3 giugno 2010 n. 6309/20 in cui ha richiesto alla Camera arbitrale la nomina di un CTU per qua-

lificare la differenza esistente tra i progetti oggetto dell’Accordo di Investimento del 31 gen-

naio 2007 ed in particolare il progetto San Biagio e i progetti oggetto dell’“accordo Baltic”.

Con provvedimento del Collegio Arbitrale del 1° luglio 2010, è stato nominato il CTU nell’istitu-

to di ricerca Deutsches Windenergie GmBH Institute Branch DeEI Italia; conseguentemente, il

collegio ha fissato l’udienza del 23 settembre 2010 per confermare il quesito arbitrale e fissare

la data di inizio delle operazioni peritali (15 ottobre 2010), la consegna della perizia (10 gennaio

2011) e per consentire alle parti di effettuare le nomine dei CTP.


Altre informazioni

125

In tale udienza, A2A S.p.A. ha nominato la Società D’Apollonia come proprio CTP e Ecovolt il

prof. Zaninelli.

In data 28 settembre 2010, la Camera Arbitrale ha dato comunicazione dell’intervenuta rinun-

cia del CTU da essi nominato con provvedimento citato.

Con comunicazione 13 ottobre 2010, la Camera Arbitrale ha comunicato il nuovo provvedi-

mento 1611/21 del 12 ottobre 2010 con cui ha individuato nel prof. Villacci dell’Università del

Sannio il nuovo CTU. In data 23 dicembre 2010 il CTU ha fatto istanza agli Arbitri per ricevere

proroga del termine fissato per il deposito della CTU fino al 25 febbraio 2011; il termine è stato

ulteriormente prorogato al 6 aprile 2011.

Dopo il deposito della CTU, il collegio ha fissato termine alle parti per depositare le rispettive

memorie; l’ultima memoria è stata depositata in data 24 giugno 2011. Il Collegio ha invitato le

Parti ad addivenire a transazione ma lo scambio epistolare in tale senso non ha modificato le

posizioni delle parti.

Il Collegio arbitrale ha richiesto una proroga del termine di deposito del lodo che è stato fissa-

to al 20 maggio 2012 e ha fissato un’udienza al 6 ottobre 2012 alla presenza oltre che degli avvo-

cati dei Consulenti Tecnici.

Il Collegio arbitrale ha fissato al 14 dicembre 2011 l’udienza per il tentativo di conciliazione

obbligatoria.

Pochi giorni prima di tale data Ecovolt ha depositato un nuovo parere di un terzo esterno alla

procedura arbitrale volto a quantificare il danno subito a causa del comportamento di A2A

S.p.A..

Durante l’udienza gli arbitri hanno ascoltato le parti e hanno comunicato che non avrebbero

assunto nuovi atti dispositivi fino al 15 gennaio 2012. In data 19 dicembre 2011 i legali di Ecovolt

hanno scritto ai legali di A2A S.p.A. ricordando la limitatezza del tempo a disposizione per valu-

tare eventuali soluzioni transattive.

I legali di A2A S.p.A. hanno replicato per iscritto comunicando la disponibilità, senza riconosci-

mento alcuno, a versare la somma omnicomprensiva, e non modificabile, di 500.000 euro, a

fronte della rinunzia, da parte di Ecovolt, ad ogni pretesa, su qualsiasi titolo fondata.

Si attende la replica da notificare nei modi dovuti agli arbitri o in alternativa i nuovi atti del col-

legio arbitrale.

In data 2 febbraio 2012 il Collegio arbitrale ha nominato un nuovo CTU nella persona del prof.

Mario Massari, fissando plurimi quesiti volti a conoscere il valore della partecipazione di

Ostros Energia S.r.l., ora in liquidazione, detenuta da Ecovolt al 31 dicembre 2008. Alla succes-

siva udienza del 14 febbraio 2012, dopo ampia discussione, Ecovolt ha nominato CTP il prof.


Altre informazioni

126

Brugger e A2A S.p.A. il prof. Dallocchio ed è stato fissato il termine del 15 giugno 2012 per il

deposito della perizia che già abbia tenuto conto delle perizie di parte.

A seguito di un’istanza del CTU, prof. Massari, al termine delle memorie e delle riunioni dei con-

sulenti, si è svolta un’udienza in cui il collegio ha chiarito ulteriormente i quesiti formulati e sono

stati aggiornati i termini di elaborazione della CTU: 15 giugno 2012 deposito prima perizia CTU, 29

giugno 2012 termine per osservazioni ai CTP, 16 luglio 2012 per deposito perizia finale.

La Società è difesa dallo studio legale Chiomenti.

Arbitrato radicato da S.F.C. S.A. e Eurosviluppo Industriale S.p.A. contro A2A S.p.A. e

E.ON Europa S.L. per asserito inadempimento della scrittura privata di acquisto azio-

ni di Eurosviluppo Industriale S.p.A. (oggi Ergosud S.p.A.)

Rispettivamente in data 2 e 3 maggio 2011, la Camera Arbitrale di Milano ha trasmesso alla

società A2A S.p.A. (titolare di una partecipazione pari al 50% del capitale sociale di Ergosud

S.p.A.) e ad E.ON Europa S.L. (ex socio di Ergosud S.p.A. – attualmente la partecipazione è di

titolarità di E.ON Italia S.p.A.) una domanda di arbitrato a mezzo della quale Société Financiere

Cremonese S.A. congiuntamente ad Eurosviluppo Industriale S.p.A. hanno instaurato un pro-

cedimento arbitrale avverso le suddette società, chiedendo (i) di accertare l’inadempimento

contrattuale di E.ON Europa S.L. e di A2A S.p.A. alle obbligazioni assunte nei contratti del 16

dicembre 2004, del 15 ottobre 2004 e del 25 luglio 2007 inter partes e, (ii) per l’effetto, con-

dannarle al pagamento della parte residua del prezzo della cessione delle azioni costituenti

l’intero capitale sociale di Ergosud S.p.A. pari a 10.000.000 di euro, nonché al risarcimento dei

danni subiti da Société Financiarie Cremonese S.A. e da Eurosviluppo Industriale S.p.A., sotto

il duplice profilo del danno emergente e del lucro cessante, pari a 126.496.496 euro salva

migliore specificazione, oltre al danno per fermo da cantiere, interessi e rivalutazione.

E.ON Europa S.L. ed A2A S.p.A. si sono regolarmente costituite in giudizio chiedendo l’integrale

rigetto dell’avversa domanda e spiegando domanda riconvenzionale chiedendo la condanna

delle controparti al risarcimento dei danni subiti dalle convenute in conseguenza dei numerosi

inadempimenti contrattuali occorsi, quantificati in via iniziale in 30.500.000 euro, ovvero, nella

maggiore o minore somma ritenuta di giustizia, quantificata anche ai sensi dell’art. 1226 c.c., oltre

interessi, anche ex art. 1283 c.c. e rivalutazione monetaria, anche ex art. 1224, 2° comma.

In data 7 settembre 2011, la Camera Arbitrale ha dichiarato la sospensione dell’arbitrato a

causa del mancato pagamento delle spese processuali da parte dell’attore.

I legali di A2A S.p.A. e E.ON Europa S.L. hanno verificato la possibilità di far procedere l’arbitra-

to solo con riferimento alla domanda riconvenzionale, senza quindi bisogno di surrogarsi nel

pagamento delle spese all’attore.


Altre informazioni

127

In esito al pagamento degli oneri processuali da parte dei convenuti A2A S.p.A. e E.ON Europa

S.L. e del mancato pagamento da parte degli attori SFC S.A. e Eurosviluppo Industriale S.p.A.,

in data 2 dicembre 2011, la segreteria della Camera Arbitrale ha notificato l’estinzione delle

domande degli attori e la continuazione del procedimento con riferimento alle sole domande

proposte da A2A S.p.A. e E.ON Europa S.L.; in pari comunicazione la segreteria ha comunicato

la trasmissione degli atti agli arbitri così da dare inizio al procedimento.

Il collegio è composto dall’Avv. Prof. Giuseppe Portale (presidente), Avv. Prof. Vincenzo

Mariconda (arbitro individuato da A2A S.p.A. e E.ON Europa S.L.) e Avv. Giovanni Frau (arbitro

individuato da SFC S.A. e Eurosviluppo Industriale S.p.A.).

In data 1° febbraio 2012 si è svolta la prima udienza dopo la regolare costituzione del Collegio

ed è stata ribadita la decadenza di SFC S.A. ed Eurosviluppo Industriale S.p.A. dalle domande

originariamente proposte. Sono stati inoltre assegnati alle parti i termini per la presentazione

di memorie e repliche e per la formulazione dei mezzi istruttori. In particolare E.ON Europa

S.L. ed A2A S.p.A., essendo diventate attrici in via sostanziale (volendo proseguire il giudizio

per la domanda riconvenzionale a seguito della sopra citata decadenza delle controparti) sono

state invitate a precisare i quesiti ed indicare i mezzi di prova, entro il termine del 15 marzo

2012; i successivi termini di deposito delle memorie erano fissati al 16 aprile 2012, all’8 maggio

2012 e al 31 maggio 2012.

È stata altresì fissata la data della prossima udienza per il 12 giugno 2012 per la comparizione

personale delle parti al fine di esperire il tentativo di conciliazione e per l’eventuale interroga-

torio libero. All’udienza, rinviata al 19 giugno 2012, il Collegio Arbitrale ha preso atto del falli-

mento intervenuto di Eurosviluppo Industriale S.p.A. e ha fissato il termine del 30 ottobre 2012

per la costituzione della curatela fissando al 20 novembre 2012 l’udienza per il tentativo di con-

ciliazione e l’eventuale interrogatorio libero delle parti.

La Società è difesa dallo studio Chiomenti e dallo studio Simmons & Simmons.

Consorzio Eurosviluppo Scarl / Ergosud S.p.A. + A2A S.p.A. – Tribunale Civile di Roma

In data 27 maggio 2011 il Consorzio Eurosviluppo Industriale Scarl ha notificato a Ergosud

S.p.A. e A2A S.p.A. un atto di citazione avanzando le seguenti pretese: (i) risarcimento danni,

sia di natura contrattuale che extracontrattuale, in via solidale ovvero in via esclusiva e separa-

ta, per 35.411.997 euro (di cui 1.065.529 euro ancora una volta come quota residua di compar-

tecipazione alle spese); (ii) risarcimento danni da fermo cantiere e per la mancata restituzione

delle aree di pertinenza del Consorzio.

Nella comparsa di costituzione, Ergosud S.p.A. ed A2A S.p.A. chiederanno il rigetto integrale

della domanda perché infondata nel merito e, sostanzialmente, evidenziando: (i) carenza di

legittimazione attiva del Consorzio in quanto attualmente in stato di fallimento, (ii) carenza di


Altre informazioni

128

legittimazione attiva del Consorzio per: i danni asseritamente subiti dal Fin Podella alla voce

“anticipazione contratto di programma” per 6.153.437 euro, i danni asseritamente subiti dal

Conservificio Laratta S.r.l. per 359.000 euro.

La prima udienza è stata fissata al 30 ottobre 2011. Tale giudizio è stato assegnato alla Seconda

Sezione Civile del Tribunale, G.U. dott. Lorenzo Pontecorvo. La prima udienza di comparizione

è stata fissata al 30 novembre 2011, il giudice si è riservato in merito alla legittimazione del

Consorzio fallito a radicare causa.

In questa sede, Ergosud S.p.A. e A2A S.p.A. non potranno formulare domanda riconvenzionale

in quanto la competenza è del Giudice Fallimentare.

SFC S.A. ha depositato un atto di intervento in data 8 novembre 2011 ai sensi dell’art. 105 c.p.c.

(che permette ad un terzo di proporre nel giudizio originario una domanda nuova e diversa

ampliandone l’oggetto) ed ha chiesto la condanna della sola Ergosud S.p.A. al risarcimento di

danni, in parte analoghi a quelli rivendicati dal Consorzio, quantificati in 27.467.031 euro.

La legittimazione di SFC S.A. è autonoma rispetto a quella del Consorzio, originario attore, e,

qualora la domanda dello stesso Consorzio dovesse essere dichiarata improcedibile per difet-

to di un presupposto (ovvero per intervenuto fallimento), il giudizio continuerebbe tra SFC

S.A. ed Ergosud S.p.A.. In questo scenario, A2A S.p.A. potrebbe chiedere di essere estromessa

in quanto verso la stessa non risulterebbe proposta alcuna domanda, ma probabilmente il giu-

dice per economia rinvierebbe la questione alla sentenza definitiva.

Nel termine della prima udienza i legali hanno formulato conclusioni per conto di Ergosud

S.p.A. in relazione alla domanda proposta da SFC S.A. per poi controdedurre più compiuta-

mente nelle successive memorie istruttorie ex art. 183, VI comma c.p.c..

Al 30 settembre 2012 non sono pervenute notizie di scioglimento della riserva.

La Società è assistita dallo studio Simmons & Simmons.

Ausiliari CIP/6

Si è avuto notizia che presso società esercenti impianti convenzionati CIP 6/92 nella Regione

Toscana, sono state effettuate ispezioni da parte del GSE (Gestore dei Servizi Elettrici), a ciò

incaricato dall’AEEG (Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas), circa l’entità dei consumi di

energia elettrica (prodotta dagli impianti alimentati da fonti rinnovabili) da parte dei relativi

servizi ausiliari di impianto, secondo la definizione di questi data da parte della stessa AEEG.

Alle ispezioni, risulta seguito un provvedimento dell’AEEG che ha contestato un consumo di

energia elettrica per servizi ausiliari superiore a quello indicato nelle rispettive convenzioni e

ha contestualmente incaricato la Cassa Conguaglio del Settore Elettrico di recuperare le

somme a suo avviso percepite indebitamente dalle due società. Dette somme corrisponde-


Altre informazioni

129

rebbero – nella impostazione dell’AEEG – alla differenza tra l’energia per la quale gli impianti

stessi hanno percepito gli incentivi CIP 6 e l’energia che (sempre secondo l’AEEG) sarebbe

stata effettivamente immessa in rete. Le due società hanno impugnato il provvedimento pres-

so il T.A.R. della Lombardia ottenendone la sospensione.

Amsa S.p.A.

Nella convenzione CIP 6 stipulata da Amsa S.p.A. è fissato un consumo di energia elettrica per ser-

vizi ausiliari di impianto pari al 5% della produzione lorda (dell’energia elettrica stessa). La conven-

zione prevede altresì, giova pure segnalare, che tale valore convenzionale “potrà essere aggiorna-

to con un nuovo valore da determinarsi in base a verifiche tecniche congiuntamente definite”.

Amsa S.p.A. ha già ricevuto una visita ispettiva in data 19 dicembre 2006 da parte della CCSE

(Cassa Conguaglio del Settore Elettrico). La visita è sfociata in una nota (19 settembre 2007),

secondo cui il consumo dell’energia elettrica prodotta dall’impianto, da parte dei servizi ausi-

liari di questo, sarebbe stato superiore a quanto forfettariamente indicato in convenzione,

attestandosi su una soglia compresa tra il 16% e il 23%. A tutt’oggi non è pervenuta nessuna

presa di posizione da parte dell’AEEG, cui pure la nota CCSE era diretta, verso Amsa S.p.A..

Sebbene la visita della CCSE fosse nota da tempo, la possibilità che da essa possano derivare

potenziali passività è emersa solo una volta appreso dei provvedimenti adottati da parte

dell’AEEG verso le citate due società toscane.

Qualora Amsa S.p.A. fosse fatta destinataria di provvedimenti dell’AEEG, della stessa tipologia

di quelli diretti alle citate società di cui sopra, la potenziale passività che potrebbe originarsi a

danno di Amsa S.p.A. stessa sarebbe di difficile stimabilità. Volendo ipotizzare il caso peggiore,

la passività potrebbe essere stimata in non meno di 40 milioni di euro per il periodo di eserci-

zio dell’impianto (febbraio 2001 - dicembre 2011). Allo stato si ritiene però solo in ipotesi pos-

sibile detta passività, visti soprattutto l’assenza di provvedimenti a carico della società e le

obiezioni difensive che potrebbero essere addotte al proposito.

Gruppo Ecodeco

Nelle convenzioni CIP 6 stipulate da Ecodeco S.r.l. e Ecolombardia 4 S.p.A., è fissato un consu-

mo di energia elettrica per servizi ausiliari di impianto rispettivamente del 3% e 5,5% della pro-

duzione lorda (dell’energia elettrica stessa).

Le convenzioni prevedono altresì che tale valore convenzionale “potrà essere aggiornato con

un nuovo valore da determinarsi in base a verifiche tecniche congiuntamente definite”. Nel

caso di Ecolombardia 4 S.p.A. il valore è stato già rivisto, comunicato e accettato da AEEG suc-

cessivamente alla messa a regime degli impianti (con effetto 1° gennaio 2004).


Altre informazioni

130

Ecolombardia 4 S.p.A. ha ricevuto una visita ispettiva nel mese di settembre 2011 da parte del

GSE (Gestore dei Servizi Elettrici). Il controllo si è tradotto in una nota del Gestore del 4 gen-

naio 2012 secondo cui il consumo dell’energia elettrica prodotta dall’impianto, e assorbita da

parte dei servizi ausiliari di questo, sarebbe stato superiore a quanto forfettariamente indica-

to in convenzione, attestandosi a una soglia compresa tra il 19,4% e il 25,5%.

A tale nota Ecolombardia 4 S.p.A. ha fatto opposizione sottoponendo all’AEEG, in data 17 aprile

2012, istanza di riesame consistente in una nota tecnica tesa a dimostrare la correttezza delle

valutazioni a suo tempo effettuate circa l’applicazione delle norme di riferimento in ragione

anche della particolarità degli impianti di termovalorizzazione utilizzati.

In data 10 ottobre 2012 Ecolombardia 4 S.p.A. ha ricevuto copia della delibera della Autorità su

seguiti amministrativi in esito alla verifica ispettiva in cui ritiene che “……..il quantitativo di

energia elettrica realmente assorbita dai servizi ausiliari dell’impianto sia significativamente

maggiore rispetto al quantitativo forfettario stabilito nella convenzione di cessione….”. Su

questo rilievo l’AEEG conclude affermando che la “sottovalutazione dell’energia assorbita dai

servizi ausiliari ha comportato negli anni oggetto dell’accertamento (dal 2003 al 2010) la cor-

responsione da parte del GSE dei prezzi incentivanti di cui al provvedimento CIP 6/92 per

quantitativi di energia maggiori di quelli immessi in rete” e che “…. la CCSE…….. operi il recu-

pero amministrativo …….. degli importi indebitamente percepiti”.

La società ha conferito mandato per la proposizione di ricorso con istanza di sospensione cau-

telare.

Ecodeco S.r.l. ha ricevuto visita ispettiva sul termovalorizzatore e sugli impianti Biogas di

Corteolona rispettivamente in data 10-11 maggio 2012 e 5-6 luglio 2012. Le valutazioni del

nucleo ispettivo sono analoghe a quanto a suo tempo registrato su Ecolombardia 4 S.p.A., cioè

sono contestati maggiori consumi attribuibili ai servizi ausiliari rispetto a quelli definiti in sede

di convenzione CIP 6. Ad oggi il GSE non ha provveduto a trasmettere alcuna nota all’AEEG.

E’ invece rilevante segnalare che l’AEEG in data 7 giugno 2012 ha deliberato l’avvio di una istrut-

toria conoscitiva relativa alla determinazione dei consumi per servizi ausiliari di centrale nella

produzione di energia elettrica. Nei propositi dell’AEEG, l’indagine è volta ad acquisire gli ele-

menti necessari a risolvere le criticità di applicazione delle disposizioni vigenti sul tema, in par-

ticolare per gli impianti ad esempio alimentati a rifiuti, biogas e biomasse che hanno finalità

ambientali coniugate a quelle di produzione di energia elettrica. L’indagine si è conclusa con la

individuazione di una serie di elementi che l’AEEG non ha però formalizzato in un indirizzo di

individuazione e che saranno oggetto di un successivo atto.

Si ritiene che la potenziale passività che potrebbe originarsi a danno del Gruppo Ecodeco stes-

so sarebbe di difficile valutazione. Volendo ipotizzare il caso peggiore, la richiesta da parte di


Altre informazioni

131

AEEG potrebbe essere stimata in circa 32,5 milioni di euro esclusi eventuali interessi, per il

periodo di esercizio degli impianti in esame, cioè considerando anche gli esercizi pregressi, dal

2004 al 30 settembre 2012.

In ragione degli elementi tecnici che hanno supportato il comportamento del Gruppo

Ecodeco nell’individuazione dei servizi ausiliari e delle altre valide obiezioni difensive di natura

legale-contrattuale che si possono avanzare in sede di eventuale contestazione, si ritiene la

passività possibile.

Bioreattore Giussago

Il Comune di Casarile (e altri comuni) ha proposto ricorso contro la Regione Lombardia e la

Provincia di Pavia per ottenere l'annullamento dei provvedimenti di autorizzazione integrata

ambientale (a.i.a.) e di valutazione (positiva) di impatto ambientale (v.i.a.) espressi dagli Enti

riguardo la realizzazione (da parte di Ecodeco S.r.l.) di un bioreattore per rifiuti non pericolosi

in località Cascina Maggiore - Giussago (PV). Nel ricorso sono stati proposti successivi motivi

aggiunti onde estendere l'impugnazione ad altri atti afferenti al procedimento e ampliare il

novero delle censure. La Provincia di Milano è intervenuta volontariamente nel processo per

sostenere la tesi del Comune di Casarile. Dopo l'udienza del 5 dicembre 2011, nella quale è stata

discussa anche l'istanza cautelare avanzata dai comuni, è stata dapprima pronunciata l'ordi-

nanza 6 dicembre 2011 n. 1818 e quindi è stata pubblicata la sentenza 11 gennaio 2012 n. 67. Tale

sentenza ha rigettato, perché tardivo, il ricorso nella parte in cui si dirigeva avverso il provve-

dimento di positiva v.i.a. dell'impianto. Il T.A.R. ha quindi, onde decidere la porzione di impu-

gnazione promossa contro l'a.i.a., ritenuto necessarie operazioni di verificazione.

Il Giudice ha incaricato delle operazioni di verificazione il “Dirigente della Direzione generale

per le valutazioni ambientali del Ministero dell’ambiente” (o “un qualificato funzionario dallo

stesso delegato”), disponendo la conclusione delle predette operazioni “entro il termine di 90

giorni dalla notifica o dalla comunicazione in via amministrativa” della sentenza. Ecodeco S.r.l.

ha provveduto alla nomina del Prof. Adami del Politecnico come proprio consulente di parte.

La discussione del ricorso è stata fissata per il 20 novembre 2012.

In data 6 luglio 2012 è stata depositata la relazione peritale che, in sintesi, conferma che:

1. le fidejussioni sono capienti rispetto alle norme;

2. i rifiuti non sono putrescibili;

3. le coperture sono efficaci.

Tali elementi/valutazioni sono concordi con la posizione di Ecodeco S.r.l..

A seguito della sentenza di gennaio 2012, i comuni ricorrenti hanno altresì formulato un ulte-

riore atto di motivi aggiunti onde impugnare il provvedimento 18 novembre 2011 n. 155384 con

cui Arpa stessa, rilevato il rispetto da parte dell'impianto delle prescrizioni contenute nei rela-


Altre informazioni

132

tivi titoli autorizzativi, ha espresso nulla osta ex art. 9 D.Lgs. 36/03 all'avvio delle operazioni di

smaltimento presso il bioreattore. Si è così ulteriormente ampliato il thema decidendum.

Il 20 novembre si terrà l’udienza di discussione del ricorso di cui sopra. Successivamente

dovrebbe essere emessa sentenza di primo grado.

Ecodeco S.r.l., sulla base delle informazioni ad oggi disponibili, in virtù delle valutazioni del

consulente del Ministero e del conforto dei propri consulenti legali, ritiene possibile e non pro-

babile il rischio di soccombenza nel giudizio di merito di tale ricorso. L’eventuale soccomben-

za comporterebbe una svalutazione del cespite in oggetto, attualmente iscritto a bilancio per

un valore di 2.743 migliaia di euro e eventuali oneri connessi con il ripristino dell’area.

Inoltre, con riferimento al medesimo impianto, il Comune di Lacchiarella ha proposto ricorso

contro la Regione Lombardia e la Provincia di Pavia per ottenere l'annullamento dei provvedi-

menti di autorizzazione integrata ambientale (a.i.a.) e di valutazione (positiva) di impatto

ambientale espressi dagli Enti riguardo la realizzazione (da parte di Ecodeco S.r.l.) di un bio-

reattore per rifiuti non pericolosi in località Cascina Maggiore - Giussago (PV). Nel ricorso,

sono stati proposti successivi motivi aggiunti onde estendere l'impugnazione ad altri atti affe-

renti al procedimento e ampliare il novero delle censure. La Provincia di Milano è intervenuta

volontariamente nel processo per sostenere la tesi del Comune di Lacchiarella. Dopo l'udienza

del 5 dicembre 2011, nel quale è stata discussa anche l'istanza cautelare avanzata dal comune,

è stata dapprima pronunciata l'ordinanza 6 dicembre 2011 n. 1826 e quindi è stata pubblicata la

sentenza 11 gennaio 2012 n. 68. La sentenza ha rigettato il ricorso, e i motivi aggiunti proposti

in seno ad esso, in quanto tardivo. Tale sentenza è stata impugnata avanti al Consiglio di Stato

(n.r.g. 2364/12) e ad oggi non risulta fissata l’udienza.

Il 19 gennaio 2012 il Comune di Lacchiarella ha quindi notificato nuovo ricorso contro Arpa

Lombardia, (n.r.g. 373/12: nel quale non risulta fissata udienza) la Regione Lombardia e altre

pp.aa. (e nei confronti di Ecodeco S.r.l.) per impugnare il provvedimento 18 novembre 2011 n.

155384 con cui Arpa stessa, rilevato il rispetto da parte dell'impianto delle prescrizioni conte-

nute nei relativi titoli autorizzativi, ha espresso nulla osta ex art. 9 D.Lgs. 36/03 all'avvio delle

operazioni di smaltimento presso il bioreattore.

Inchiesta Centrale di Monfalcone

Nel novembre 2011, l’Autorità Giudiziaria di Trieste ha emesso, nelle Regioni Veneto, Friuli

Venezia Giulia e Lombardia, provvedimenti restrittivi nei confronti di più persone, tra cui un

dipendente della Centrale Termoelettrica di Monfalcone, per associazione a delinquere fina-

lizzata alla truffa ai danni dello Stato, ai danni del privato e falso ideologico, nonchè attività

organizzata al traffico illecito di rifiuti.


Altre informazioni

133

Si tratta di un’inchiesta avviata con la denuncia, presentata nel marzo 2011 dai vertici del

Gruppo A2A, nei confronti di personale A2A ed imprenditori terzi sospettati di essere i respon-

sabili di una truffa perpetrata ai danni della società stessa, che - dietro cospicue somme di

denaro - garantivano lo smaltimento di un traffico illecito di rifiuti speciali, la falsificazione dei

formulari di identificazione dei rifiuti e dei certificati di analisi, in relazione alla fornitura di bio-

masse ed alla certificazione del loro potere calorifico. Nello specifico venivano registrati quan-

titativi di biomasse in ingresso superiori rispetto a quelli reali, oltre ad una maggiorazione del

potere calorifico delle stesse.

A2A S.p.A., proprietaria del sito produttivo, ha disposto la sospensione cautelare del dipen-

dente coinvolto nonché il blocco dei pagamenti delle fatture emesse dalle società fornitrici di

biomasse che, a sua conoscenza, sono coinvolte nelle indagini.

L’indagine avviata dall’Autorità Giudiziaria di Trieste non si è ancora conclusa e, quindi, le infor-

mazioni per individuare gli effetti di eventuali condotte illecite accertate non sono ancora state

rese note. In ogni caso si evidenzia il danno a carico esclusivo del Gruppo A2A ed in particolare

della società A2A Trading S.r.l. per quanto riguarda le difformità qualitative e quantitative delle

biomasse, in quanto quest’ultima, in qualità di toller e di responsabile del dispacciamento dell’im-

pianto, ha un rischio possibile che a conclusione della fase istruttoria ne possa risultare impattata

in termini di maggiori costi sostenuti per le biomasse non consegnate e di maggiori costi soste-

nuti per la contraffazione del potere calorifico delle biomasse consegnate e non.

A ciò si aggiunga che l’utilizzo di maggior carbone in luogo di biomassa potrebbe avere come

conseguenza un aggravio di oneri ambientali relativi al secondo semestre dell’esercizio 2009

e all’intero esercizio 2010, nonché una restituzione dei proventi o dei titoli ambientali contabi-

lizzati in più rispetto a quelli reali (ci si riferisce ai Certificati Verdi). Infatti la società potrebbe

aver presentato con riferimento agli anni 2009 e 2010 delle dichiarazioni di generazione di

titoli ambientali superiori a quelli in realtà prodotti, in quanto il conteggio avrebbe potuto

essere affetto dall’errore di considerare un rapporto energia da biomassa su energia da fonte

convenzionale superiore rispetto al reale.

In tal caso la società dovrebbe presentare delle rettifiche alle suddette dichiarazioni pregresse,

nonché restituire i proventi o i titoli ambientali che potrebbero esserle stati riconosciuti in più.

Inoltre, A2A Trading S.r.l. ha presentato al GSE, secondo le procedure e le modalità in atto,

richiesta di ottenimento di Certificati Verdi relativi all’anno 2011 il cui calcolo è stato effettuato

sulla base delle reali quantità di biomasse consegnate in centrale e considerando, in accordo

con la Procura, un possibile falso incremento dei poteri calorifici delle stesse del 20%.

Nonostante il GSE abbia riconosciuto ad A2A Trading S.r.l. la correttezza dei calcoli effettuati

per il 2011, ad oggi però i suddetti Certificati Verdi 2011 non sono stati ancora emessi.


Altre informazioni

134

Allo stato attuale, in considerazione del fatto che le indagini non sono ancora terminate e che

non si hanno ancora sufficienti informazioni relativamente alla condotta illecita, non è possi-

bile procedere ad alcuna stima della passività potenziale.

Infine il Gruppo A2A, in quanto parte lesa, tutelerà nelle appropriate sedi i propri interessi

anche richiedendo un risarcimento per i danni subiti.

Canoni per derivazione acqua

La Regione Lombardia ha richiesto a Edipower S.p.A. il pagamento del canone di utenza di

acque pubbliche dovuto in relazione alle derivazioni ad uso raffreddamento dei condensatori

degli impianti termoelettrici di Sermide e Turbigo. L’importo complessivamente contestato

(pari al 50% del canone) per gli anni dal 2003 al 2011 ammonta a circa 50 milioni di euro.

A fronte di tali richieste, Edipower S.p.A. ha ritenuto e ritiene di avere diritto al pagamento in

base al prelievo effettivo e di poter pertanto agire giudizialmente per ottenere il riconosci-

mento del diritto al dimidiamento del canone ai sensi dell’art. 18 della Legge Galli del 1994.

Per questa ragione Edipower S.p.A. ha deciso di procedere all’accantonamento in un apposito

fondo rischi del 50% del canone non pagato alla Regione, nelle more della pendenza del con-

tenzioso nel frattempo instaurato innanzi al Tribunale Regionale delle Acque Pubbliche

(TRAP) al Tribunale Superiore delle Acque Pubbliche (TSAP) al fine di ottenere, appunto, il

riconoscimento al dimidiamento del canone. Il suindicato contenzioso è ancora pendente,

mentre le richieste relative agli anni dal 1998 al 2001 sono cadute in prescrizione.

In particolare, il TRAP con sentenza n. 2359/09 ha statuito il diritto di Edipower S.p.A. alla ridu-

zione del 50% del canone. La decisione è stata immediatamente impugnata dalla Regione

Lombardia avanti al Tribunale Superiore delle Acque Pubbliche (TSAP). Il TSAP con sentenza

n. 97/2011 ha nella sostanza deciso il rigetto della domanda di dimidiamento avanzata da

Edipower S.p.A. per l’anno 2003 sia rispetto alla centrale di Sermide che per quella di Turbigo;

tale sentenza è stata impugnata da Edipower S.p.A. innanzi alla Corte di Cassazione.

Decisione analoga alla n. 2359/09 era stata adottata dal TRAP con sentenza n. 2360/09 in meri-

to al ricorso proposto da Edipower S.p.A. contro l’avviso di pagamento relativo all’anno 2006

per la centrale di Sermide. Anche in questo caso la Regione Lombardia ha immediatamente

impugnato la sentenza avanti al TSAP. Il TSAP con sentenza n. 98/2011 ha sostanzialmente

accolto la domanda di dimidiamento avanzata da Edipower S.p.A. per l’anno 2006 rispetto alla

centrale di Sermide. Contro tale sentenza la Regione Lombardia ha promosso ricorso innanzi

alla Corte di Cassazione.

La Cassazione a Sezioni Unite, con sentenza n. 14259 dell’8 agosto 2012, ha rigettato l’appello

della Regione promosso contro la sentenza n. 98/2011 del TSAP: la Cassazione ha così definiti-


Altre informazioni

135

vamente accertato la sussistenza del diritto al dimidiamento del canone di derivazione ineren-

te la centrale di Sermide, per l’annualità 2006. E’ ora necessario attendere che il TRAP di

Milano annulli l’ingiunzione di pagamento della Regione, adeguandosi alla citata sentenza della

Cassazione.

Nell’anno 2011, la Regione Lombardia ha significativamente aumentato i canoni dovuti per

l’uso dell’acqua pubblica; in particolare, in materia di “canoni di derivazione”, il D.Lgs. n. 112 del

1998 ha trasferito alle Regioni la relativa funzione amministrativa (determinazione e riscossio-

ne) e, di conseguenza, la Regione Lombardia ha adottato la Legge n. 26 del 2003, la Legge n. 34

del 1998 e la Legge n. 10 del 2009, quest’ultima modificata con la Legge n. 19/2010 e con la

Legge n. 22/2011.

L’art.1 della Legge regionale lombarda n. 22 del 28 dicembre 2011 ha sostanzialmente previsto

il raddoppio dei canoni relativi alle utenze di acqua pubblica; in particolare, ha stabilito che: «a

partire dall’annualità 2012, l’importo unitario del canone annuo dovuto alla Regione per le

utenze di acqua pubblica, di cui al comma 1, è determinato come segue:

a) per le grandi derivazioni d’acqua ad uso idroelettrico è fissato in 30 euro per ogni chilowatt

di potenza nominale media annua;

b) per le derivazioni d’acqua con portata superiore a trenta moduli (3.000 l/s) impiegate ad

uso industriale, ivi compreso il raffreddamento di impianti termoelettrici, è fissato in

34.000 euro per modulo d’acqua;

c) per le derivazioni riferite agli usi delle acque di cui all’articolo 3 e alle fattispecie di cui

all’articolo 34, comma 10, del regolamento regionale 24 marzo 2006, n. 2 (Disciplina

dell’uso delle acque superficiali e sotterranee, dell’utilizzo delle acque a uso domesti-

co, del risparmio idrico e del riutilizzo dell’acqua in attuazione dell’articolo 52, comma

1, lettera c) della Legge regionale 12 dicembre 2003, n. 26), non rientranti nella casistica

prevista dalle lettere a) e b), i canoni unitari vigenti nel 2011 sono incrementati

dell’1,5%».

Tale legge regionale precisa che il suindicato incremento dei canoni «si applica anche ai rap-

porti concessori in essere e alle utenze in atto, inclusi i casi di prosecuzione temporanea dell’e-

sercizio dell’impianto di cui all’articolo 53-bis, comma 4, della Legge regionale 12 dicembre

2003, n. 26 (Disciplina dei servizi locali di interesse economico generale. Norme in materia di

gestione dei rifiuti, di energia, di utilizzo del sottosuolo e di risorse idriche), determinando

l’automatico adeguamento del canone nella misura corrispondente».

Di conseguenza con Decreto n. 12929 del 29 dicembre 2011 la Regione Lombardia ha stabilito:

1. per l’uso idroelettrico due diverse tariffe:

• canone piccole derivazioni: 14,90 €/KW (tariffa anno 2011 = 14,68 €/KW);

• canone per grandi derivazioni: 30,00 €/KW (tariffa anno 2011 = 14,68 €/KW);


Altre informazioni

136

2. per l’uso industriale due diverse tariffe:

• canone per utenze con portata < 3 m3/s: 16.866,29 €/modulo;

• canone per utenze con portata > 3 m3/s: 34.000,00 €/modulo (tariffa anno 2011 =

16.617,03 €/modulo).

Pertanto, per l’uso industriale, rispetto alla centrale di Sermide, l’Amministrazione Regionale

ha richiesto il pagamento del canone di utenza di acqua pubblica riferito alla annualità 2012

secondo i nuovi criteri di calcolo dei canoni previsti dalla Legge regionale n. 22 del 28 dicembre

2011; la somma complessiva richiesta è stata definita in 8.500.000 euro, pari a 34.000 €/modu-

lo per 250 moduli, come previsto dal D.d.s. n. 12929 del 29 dicembre 2011. Invece rispetto alla

centrale di Turbigo, la somma complessiva richiesta è stata definita in 13.770.000 euro, pari a

34.000 €/modulo per 405 moduli, come previsto dal D.d.s. n. 12929 del 2011.

Per l’uso idroelettrico, l’Amministrazione Regionale ha richiesto il pagamento del canone di uten-

za di acqua pubblica riferito alla annualità 2012 rispetto al nucleo di Mese - Chiavenna, secondo i

nuovi criteri di calcolo dei canoni previsti dalla Legge regionale n. 22 del 28 dicembre 2011; la

somma complessiva richiesta è stata definita in 688.311,90 euro, pari a 30 €/KW per 22.943,73 KW,

come previsto dal D.d.s. n. 12929 del 2011. Analogamente per l’anno 2012 rispetto al nucleo di

Mese - Gravedona, la somma complessiva richiesta è stata definita dalla Regione in 218.704,20

euro, pari a 30 €/KW per 7.290,14 KW, mentre rispetto al nucleo di Mese - Asta Liro la somma com-

plessiva richiesta è stata definita in 3.114.648 euro, pari a 30 €/KW per 103.821,60 KW.

Tutti i suindicati provvedimenti regionali verranno contestati innanzi al TRAP di Milano per

l’accertamento del diritto a dimidiare l’importo dovuto e contestualmente verrà chiesto al

TRAP di sollevare innanzi alla Corte costituzionale questione di legittimità costituzionale della

Legge regionale n. 22/2011.

Rispetto agli impianti idroelettrici, prima dell’entrata in vigore della Legge regionale lombarda

n. 22/2011, tra la fine del 2008 e i primi giorni del 2009 sono pervenuti dalla Regione Lombardia

alcuni atti con i quali è stato intimato il pagamento di canoni per l’uso di acqua pubblica asseri-

tamente non pagati sugli impianti idroelettrici situati sul territorio della Regione. Tutti i pre-

detti atti sono stati impugnati. A seguito di ciò la Regione ha riconosciuto la fondatezza delle

tesi di Edipower S.p.A. in 23 contenziosi su 28, annullando quindi i relativi atti. Nel dicembre

2009 la Regione Lombardia ha notificato altre tre ingiunzioni di pagamento, delle quali due

sono state impugnate avanti al TRAP presso cui pendono i relativi giudizi, mentre una è stata

revocata dalla Regione a fronte delle argomentazioni difensive della società.

Tra ottobre e dicembre 2010 la Regione Lombardia ha notificato sette atti (sei avvisi di accer-

tamento ed una ingiunzione) per asserito mancato pagamento sia del canone che dell’addizio-

nale regionale, cinque dei quali sono stati annullati dalla stessa Regione per la fondatezza delle

tempestive obiezioni della società. Gli altri atti sono stati impugnati. La somma in contestazio-

ne ammonta complessivamente a circa 0,3 milioni di euro.


Altre informazioni

137

Con cartella di pagamento notificata in data 25 novembre 2011, Equitalia (per conto di

Regione Lombardia) ha ingiunto ad Edipower S.p.A. il pagamento della somma di

26.742.461,21 euro. Invero, poiché buona parte delle iscrizioni a ruolo sono avvenute con rife-

rimento a ingiunzioni di pagamento/avviso di accertamento (riferite a canoni di derivazioni)

che la Regione aveva già revocato, mentre in altri casi comunque l’importo risultava già cor-

risposto alla Regione, su istanza di revoca in autotutela presentata da Edipower S.p.A., la

Regione ha parzialmente sgravato la suindicata cartella di pagamento (ad eccezione dell’in-

giunzione relativa all’avviso di accertamento per addizionale regionale per l’anno 2005 per

un importo pari a 798.445,73 euro: contro tale ingiunzione è stato promosso ricorso innanzi

alla Commissione tributaria).

Il TRAP di Venezia, con 3 distinte sentenze, ha respinto i ricorsi promossi da Edipower S.p.A.

per l’accertamento della corretta individuazione della data di decorrenza dell’aggiornamento

dell’entità dei sovra canoni idroelettrici, previa disapplicazione dei pertinenti decreti ministe-

riali. In particolare, con sentenza 1° marzo 2012, n. 577 (revisione misura dei sovra canoni dovu-

ti dal 2004 al 2009) il TRAP ha condannato Edipower S.p.A. al pagamento di 131.792,36 euro in

favore del Consorzio tra i Comuni del BIM del Livenza Pordenone, oltre agli interessi legali,

nonché alla rifusione delle spese di lite in favore del Ministero dell’Ambiente per complessivi

2.800 euro, ed in favore del suindicato Consorzio per complessivi 5.090 euro. Con sentenza 1°

marzo 2012, n. 580 (revisione misura dei sovra canoni dovuti dal 2004 al 2009) il TRAP ha con-

dannato Edipower S.p.A. al pagamento di complessivi 3.200 euro a titolo di spese di lite in favo-

re dell’Agenzia del Demanio. Con sentenza 17 aprile 2012, n. 959 (revisione misura dei sovra

canoni dovuti dal 2004 al 2008) il TRAP ha condannato Edipower S.p.A. al pagamento di com-

plessivi 13.100 euro a titolo di spese di lite in favore del BIM Tagliamento, della Federazione

nazionale dei Consorzi di BIM e del Ministero dell’ambiente e della tutela del territorio e del

mare. Tali sentenze verranno impugnate innanzi al competente TSAP di Roma.

Si evidenzia che nel determinare l’importo accantonato a Fondo Rischi e Oneri di Edipower

S.p.A., vengono considerati sia gli oneri presunti che potrebbero derivare da controversie giu-

diziali e da altro contenzioso sorti in capo alla società, intervenuti nell’esercizio, sia l’aggiorna-

mento delle stime sulle posizioni sorte in esercizi precedenti, anche in capo ad Eurogen S.p.A.

(incorporata con effetto dal 1° dicembre 2002 in Edipower S.p.A.), avendo tenuto peraltro in

considerazione le manleve fornite da Enel S.p.A. nell’ambito del contratto per l’acquisto di

Eurogen S.p.A. perfezionato tra Edipower S.p.A. ed Enel S.p.A. il 27 marzo 2002. Ci si riferisce

in particolare al contenzioso con il Ministero LL.PP / Ministero Finanze e Agenzia del Demanio

di Bergamo in relazione alla richiesta di pagamento del 25 agosto 2000 per 30.683.082.000

Lire a titolo di canoni acqua. Tali manleve risultano confermate anche all’esito della transazio-

ne perfezionata nel 2006 tra Edipower S.p.A. ed Enel S.p.A..


Altre informazioni

138

Carbonile di Brindisi

Per quanto riguarda il sequestro del carbonile di Brindisi (di proprietà Enel), si sono formal-

mente chiuse le indagini che ne hanno determinato il sequestro; è stato rinviato a giudizio – tra

altri – il capo della centrale di Brindisi. Nel relativo processo Edipower S.p.A. è stata chiamata

in causa in qualità di responsabile civile dalle parti civili costituite in giudizio. In data 13 maggio

2010 è stato notificato provvedimento di dissequestro delle aree sequestrate nell’ambito del

procedimento penale.

Indagini peritali San Filippo del Mela

Con provvedimento 8 marzo 2005 il PM di Barcellona P.G. ha disposto la convocazione dei rap-

presentanti di Edipower S.p.A. della centrale di S. Filippo del Mela per il giorno 11 marzo 2005

presso la stessa centrale per lo svolgimento delle operazioni peritali in presenza dei

Consulenti Tecnici da lui nominati allo scopo di effettuare accertamenti in relazione alle emis-

sioni ed immissioni riconducibili all’attività della società (e della locale raffineria), alla loro

natura e nocività, nonché agli eventuali effetti degli inquinanti sui suoli, sull’agricoltura e sulla

salute ed alle eventuali misure per ricondurre le emissioni nei limiti della normale tollerabilità.

In tale data sono iniziate le indagini peritali che risultano ad oggi concluse, anche se coperte da

segreto istruttorio. Il procedimento risulta aperto contro ignoti. Non sono noti ulteriori ele-

menti (ipotesi di reato, esistenza di denunce, etc.). Allo stato si ritiene improbabile il manife-

starsi di una passività.

* * *

In merito allo stato dei principali contenziosi fiscali si segnala quanto segue:

A2A S.p.A. – Avviso di accertamento ai fini IRES, IRAP e IVA per il periodo di imposta

2005

La Direzione Regionale delle Entrate per la Lombardia di Milano ha notificato ad A2A S.p.A. (ex

Asm Brescia S.p.A.) in data 23 dicembre 2010 avvisi di accertamento ai fini IRES, IRAP e IVA per

l’anno 2005 derivanti da una verifica fiscale generale effettuata nel 2008 dall’Agenzia delle

Entrate di Brescia 2 sul medesimo periodo di imposta.

Con gli avvisi di accertamento la Direzione Regionale contesta violazioni ai fini delle imposte

dirette e ai fini IVA con conseguente richiesta di maggiori IRES, IRAP e IVA oltre sanzioni e inte-

ressi per complessivi circa 3,3 milioni di euro.

Tutti gli avvisi sono stati impugnati avanti la Commissione Tributaria competente.


Altre informazioni

139

La Direzione Regionale, nello stesso giorno, ha notificato ad A2A S.p.A. anche avvisi di accerta-

mento (atti di II livello) per IRES 2005 in qualità di consolidante delle società Aprica S.p.A. e

A2A Reti Gas S.p.A..

Per quanto riguarda l’avviso notificato in qualità di consolidante di A2A Reti Gas S.p.A., si è pre-

stata acquiescenza chiudendo definitivamente la pretesa fiscale.

L’atto notificato in qualità di consolidante di Aprica S.p.A. è stato invece impugnato in conti-

nuità con il contenzioso attualmente pendente per l’atto di I livello, notificato nel 2010 per gli

stessi motivi alla società Aprica S.p.A..

A2A Trading S.r.l. - Accertamenti IVA Certificati Verdi 2004 -2010

L’Agenzia delle Entrate di Milano ha notificato ad A2A Trading S.r.l. in data 23 dicembre 2009

un avviso di accertamento IVA per l’anno 2004 contestando l’omessa fatturazione di opera-

zioni imponibili con conseguente richiesta della maggiore imposta sul valore aggiunto, oltre

sanzioni e interessi, per complessivi 3,3 milioni di euro.

In particolare, con l’accertamento in oggetto l’Agenzia delle Entrate ha sanzionato A2A

Trading S.r.l. per aver omesso di fatturare nei confronti del Tollee (Edipower S.p.A.) presunte

cessioni di Certificati Verdi.

Dopo gli opportuni approfondimenti, effettuati anche congiuntamente agli altri Tollers, si ritiene

che le conclusioni dell’Agenzia delle Entrate non siano condivisibili. Infatti, nel regime del contrat-

to di Tolling, i Tollers sono da un lato proprietari delle materie prime, compreso il combustibile,

che forniscono al Tollee per la produzione di energia elettrica, dall’altro titolari “ab origine” del-

l’energia elettrica prodotta. La consegna dei Certificati Verdi al Tollee da parte dei Tollers non è

quindi in alcun modo configurabile come trasferimento della proprietà degli stessi.

Nessuna violazione, pertanto, può essere imputata ad A2A Trading S.r.l. e, conseguentemente,

non si è provveduto ad effettuare accantonamenti a fondo rischi.

Per le stesse ragioni, l’Agenzia delle Entrate di Milano ha notificato il 16 dicembre 2010 l’av-

viso di accertamento IVA per l’anno 2005 e il 31 ottobre 2011 l’avviso di accertamento IVA

per l’anno 2006 con conseguente richiesta della maggiore imposta sul valore aggiunto,

oltre sanzioni e interessi, rispettivamente per complessivi 5,2 milioni di euro e 11,2 milioni di

euro. Come per il 2004, anche per il 2005 e per il 2006 nessuna violazione può essere impu-

tata ad A2A Trading S.r.l. e, conseguentemente, non si è provveduto ad effettuare accanto-

namenti a fondo rischi.

A2A Trading S.r.l. ha presentato ricorso nelle opportune sedi avverso i suddetti avvisi di accer-

tamento chiedendo il totale annullamento della pretesa impositiva.


Altre informazioni

140

Per le controversie relative a tutte le annualità contestate la Commissione Tributaria

Provinciale di Milano ha accolto i ricorsi proposti dalla società.

Si fa presente che a seguito della richiesta di documentazione relativa ai Certificati Verdi nel-

l’ambito del medesimo contratto di Tolling per i periodi d’imposta dal 2007 al 2010, in data 28

ottobre 2011, la Guardia di Finanza – Nucleo di Milano – ha notificato il processo verbale di con-

statazione evidenziando le medesime violazioni di omessa fatturazione di operazioni imponi-

bili per gli anni 2007, 2008 e 2010. Ad oggi non è stato notificato alcun avviso di accertamento.

A2A Reti Elettriche S.p.A. - Accertamento Imposta di Registro per revisione valore

avviamento relativo alla cessione del ramo “Maggior Tutela” ad A2A Energia S.p.A.

Il 16 febbraio 2010 l’Agenzia delle Entrate – Ufficio di Milano 3 – ha notificato avviso di rettifica

e liquidazione dell’imposta di registro dovuta sulla cessione del ramo di azienda “Maggior

Tutela” intervenuta tra Aem Elettricità S.p.A. (ora A2A Reti Elettriche S.p.A.) e Aem Energia

S.p.A. (ora A2A Energia S.p.A.) il 1° febbraio 2008. Con l’atto di accertamento l’Ufficio contesta

l’entità della voce “avviamento” e, conseguentemente, la corrispondente imposta di registro

dovuta. La società ha esperito il tentativo di accertamento con adesione, ma non avendo rag-

giunto alcun accordo con l’Ufficio accertatore ha proceduto ad impugnare l’atto notificato

con la proposizione del ricorso.

A2A Reti Elettriche S.p.A. - Verifica generale IRES/IRAP/IVA per il periodo di imposta

2009

Il 2 maggio 2012 la Direzione Regionale della Lombardia – Ufficio Grandi Contribuenti – ha

aperto una verifica fiscale generale nei confronti della società A2A Reti Elettriche S.p.A. ai fini

IRES, IRAP e IVA per il periodo di imposta 2009.

La verifica fiscale si è conclusa il 1° ottobre 2012.

I rilievi emersi attengono a violazioni relative, prevalentemente, ai fini delle imposte dirette.

Ad oggi non è stato notificato alcun avviso di accertamento.

A2A Reti Gas S.p.A. - Verifica generale IRES/IRAP/IVA per il periodo di imposta 2007

Il 24 febbraio 2010 l’Agenzia delle Entrate – Ufficio di Brescia 2 – ha aperto una verifica fiscale

generale nei confronti della società A2A Reti Gas S.p.A. (già Asm Reti S.p.A.) ai fini IRES, IRAP e

IVA per il periodo di imposta 2007. La verifica fiscale si è conclusa il 29 aprile 2010.

I rilievi emersi attengono a violazioni relative, prevalentemente, ai fini delle imposte dirette.

Ad oggi sono pervenuti gli avvisi di accertamento per il 2005, il 2006, il 2007 e il 2008.


Altre informazioni

141

La società, ha prestato acquiescenza il 21 febbraio 2011 per il 2005, il 25 maggio 2011 per il 2006

e il 6 giugno 2011 per il 2008.

Avverso l’avviso di accertamento riguardante l’annualità 2007 la società ha presentato istanza

di accertamento con adesione il 30 giugno 2011 e a fine 2011 è stato pagato l’importo liquidato

dall’Agenzia delle Entrate.

A2A Reti Gas S.p.A. – COSAP Comune di Milano per gli anni dal 2003 al 2011

Il 27 dicembre 2011 il Comune di Milano ha notificato gli avvisi di pagamento del COSAP per gli

anni dal 2003 al 2011. Avverso tali avvisi è stato presentata istanza di annullamento in autotu-

tela degli avvisi in questione che il Comune ha respinto. Avverso tale diniego, l’11 luglio 2012 la

società ha presentato atto di citazione avanti il Tribunale di Milano e il 25 settembre 2012 ha

presentato ricorso al TAR.

Aprica S.p.A. - Verifica generale IRES/IRAP/IVA per il periodo di imposta 2007

Il 10 gennaio 2011 l’Agenzia delle Entrate – Ufficio di Brescia 2 – ha aperto una verifica fiscale

generale nei confronti della società Aprica S.p.A. ai fini IRES, IRAP e IVA per il periodo di impo-

sta 2007. La verifica fiscale si è conclusa l’8 febbraio 2011.

I rilievi emersi attengono a violazioni inerenti, prevalentemente, ai fini delle imposte dirette.

In data 14 settembre 2011 è stato notificato l’avviso di accertamento che riporta i medesimi

rilievi evidenziati in sede di verifica al quale la società ha aderito mediante pagamento delle

maggiori imposte accertate. In merito alle riprese riguardanti errori nell’applicazione del

principio della competenza, entro il 31 dicembre 2012 la società presenterà istanza di rim-

borso delle maggiori imposte versate nell’esercizio in cui i costi avrebbero dovuto essere

dedotti.

A2A S.p.A. (incorporante di AMSA Holding S.p.A.) – Avvisi di accertamento ai fini IVA

per i periodi di imposta dal 2001 al 2005

A inizio 2006, la Guardia di Finanza – Nucleo Regionale Polizia Tributaria Lombardia di Milano

– ha effettuato una verifica fiscale a carico di AMSA Holding S.p.A. (ora A2A S.p.A.) ai fini

dell’IVA per gli anni dal 2001 al 2005.

La verifica si è conclusa con un processo verbale di constatazione con il quale è stata contesta-

ta la legittimità dell’applicazione dell’aliquota IVA ordinaria, in luogo di quella agevolata, da

parte di fornitori per prestazioni di smaltimento rifiuti e di manutenzione impianti e la conse-

guente deduzione operata a seguito del regolare pagamento delle fatture per tali prestazioni.


Altre informazioni

142

Il processo verbale di constatazione è stato seguito dall’emissione di avvisi di accertamento da

parte dell’Agenzia delle Entrate – Ufficio di Milano 3 – per tutte le annualità avverso i quali sono

stati proposti i ricorsi in Commissione Tributaria Provinciale nei termini di legge.

In data 25 gennaio 2010 e in data 17 febbraio 2010 sono stati, rispettivamente, discussi il ricorso

relativo all’annualità 2001 e i ricorsi relativi alle annualità 2004 e 2005, tutti con esito favore-

vole per la società. L’Ufficio ha proposto appello avverso tutte le sentenze dei primi giudici. La

Commissione Tributaria Regionale ha respinto l’appello dell’Ufficio per il 2001, il 2004 e il

2005.

Anche per le annualità 2002 e 2003 gli esiti dei contenziosi sono stati favorevoli per la società,

ma l’Agenzia delle Entrate ha proposto appello avverso entrambe le sentenze. Il 30 novembre

2010 è stato discusso l’appello per il 2002 e il 23 febbraio 2011 è stata resa nota la sentenza della

Commissione Tributaria Regionale di Milano che ha riformato la sentenza dei primi giudici

accogliendo l’appello dell’Ufficio per quasi tutte le fattispecie contestate ad esclusione della

categoria dei rifiuti pericolosi. La società ha proposto ricorso per Cassazione per l’anno 2002.

Per l’anno 2003 il 7 novembre 2011 è stato discusso l’appello proposto dall’Ufficio avanti la

Commissione Tributaria Regionale, che lo ha rigettato con sentenza depositata l’11 novembre

2011.

Plurigas S.p.A. - Verifica accise per i periodi di imposta 2009, 2010 e 2011

Il 25 maggio 2011 la Guardia di Finanza – Nucleo di Polizia Tributaria di Milano – ha aperto una

verifica fiscale nei confronti della società Plurigas S.p.A. ai fini delle accise per i periodi di impo-

sta 2009, 2010 e per il 2011 limitatamente alla data di accesso.

La verifica si è conclusa in data 20 ottobre 2011 con la predisposizione del relativo processo

verbale di constatazione nel quale vengono evidenziate irregolarità nella compilazione delle

dichiarazioni annuali di consumo del gas naturale per gli anni 2009 e 2010, nonché l’inesatta

compilazione di elenchi Intrastat per l’anno 2010. Ad oggi non è stato notificato alcun avviso di

accertamento.

Edipower S.p.A. - Verifica IVA per i periodi di imposta 2004 – 2007

Nel corso del 2008 la società è stata sottoposta ad una verifica fiscale da parte dell’Ufficio delle

Dogane di Messina per accertare la regolarità ai fini IVA per gli esercizi dal 2004 al 2007 delle ope-

razioni commerciali di acquisto di combustibili, effettuate dai Tollers, impiegati nella centrale ter-

moelettrica di San Filippo del Mela per la produzione di energia elettrica. In particolare la verifica

era tesa ad accertare l’assoggettamento ad IVA dell’accisa assolta dai Tollers successivamente

all’acquisto dei combustibili. Nel processo verbale di constatazione l’Ufficio ha recuperato un’im-


Altre informazioni

143

posta per un ammontare complessivo di 5,57 milioni di euro più sanzioni di pari importo. A fronte

del processo verbale di constatazione Edipower S.p.A. ha presentato all’Agenzia delle Dogane e

all’Agenzia delle Entrate, competente per il recupero dell’IVA, le proprie deduzioni difensive.

Con atto notificato il 29 dicembre 2009, per l’anno 2004, l’Agenzia delle Entrate di Milano ha

accertato IVA su accisa e interessi per un ammontare pari a circa 1,98 milioni di euro e a 2,6

milioni di euro per sanzioni. Dopo aver presentato istanza di annullamento in autotutela e, suc-

cessivamente, istanza di accertamento con adesione senza positivi riscontri da parte

dell’Agenzia delle Entrate, Edipower S.p.A. ha notificato nel 2010 ricorso avverso l’atto di

accertamento. Il ricorso è stato accolto dalla Commissione Tributaria Provinciale di Milano

che ha disposto l’annullamento dell’accertamento.

In data 14 dicembre 2010 l’Agenzia delle Entrate di Milano ha notificato ad Edipower S.p.A. un

analogo avviso di accertamento per il recupero dell’IVA su accisa e delle sanzioni relative

all’anno 2005 con il quale richiedeva IVA e interessi per circa 1,9 milioni di euro adducendo gli

stessi motivi dell’avviso di accertamento relativo al 2004. Con lo stesso accertamento

l’Agenzia ha notificato anche gli esiti dell’accertamento parziale sull’esercizio 2005 con il quale

recuperava IRES e IRAP per 0,62 milioni di euro, oltre a sanzioni cumulate per entrambe le fat-

tispecie per 1,3 milioni di euro.

Avverso tale avviso la società ha depositato istanza di accertamento con adesione che non è

stata accolta dall’Agenzia; conseguentemente ha presentato ricorso chiedendo alla

Commissione Tributaria adita il totale annullamento dell’atto. Nel mese di ottobre 2011

l’Agenzia delle Entrate ha notificato un provvedimento di parziale annullamento in autotutela

dell’avviso in oggetto, accogliendo alcune tesi difensive di Edipower S.p.A. in materia di com-

petenza dei costi 2005 e riducendo sensibilmente il recupero di IRES e IRAP. La Commissione

Tributaria Provinciale di Milano ha accolto integralmente le ragioni della società in materia di

IVA su accisa e, parzialmente, quelle in materia di IRES e IRAP disponendo l’annullamento par-

ziale dell’accertamento.

Edipower S.p.A. - Accertamenti IVA Certificati Verdi 2004 -2010

L’Agenzia delle Entrate di Milano ha notificato a Edipower S.p.A. in data 29 dicembre 2009 un

avviso di accertamento IVA per l’anno 2004 avente ad oggetto le presunte cessioni di

Certificati Verdi effettuate dai Tollers per gli obblighi “verdi” del 2004. Tale avviso di accerta-

mento non è stato preceduto da una verifica fiscale presso la società; al contrario, le informa-

zioni e le presunzioni dell’ufficio erano state ricavate dagli accertamenti eseguiti presso i

Tollers negli anni 2008 e 2009. In particolare, con l’accertamento in oggetto l’Agenzia delle

Entrate ha sanzionato Edipower S.p.A. per non aver proceduto all’autofatturazione per la

mancata ricezione delle fatture per le presunte cessioni di Certificati Verdi che i Tollers aveva-


Altre informazioni

144

no, a parere dell’ufficio, effettuato nel corso del 2005 per soddisfare gli obblighi per l’anno

precedente. L’ammontare della sanzione erogata è pari a circa 6,5 milioni di euro.

Dopo gli opportuni approfondimenti effettuati anche congiuntamente ai Tollers, si è ritenuto

che le conclusioni dell’Agenzia delle Entrate non sono condivisibili. Infatti nel regime del

Contratto di Tolling i titolari dell’energia elettrica prodotta da Edipower S.p.A. sono “ab origine”

i Tollers, che sono i proprietari del combustibile impiegato. Il Contratto di Tolling prevede che

ciascun Toller è responsabile dell’onere gestionale ed economico di reperimento dei Certificati

Verdi di propria competenza, sulla base dell’energia elettrica prodotta secondo le sue indicazio-

ni e i suoi piani di produzione, consegnandoli al Gestore attraverso Edipower S.p.A.. In base al

Contratto di Tolling e alle obbligazioni di legge nessun trasferimento di proprietà dei Certificati

Verdi viene posto in essere tra Tollers ed Edipower S.p.A. e nessun corrispettivo viene corrispo-

sto tra le parti; di conseguenza nessuna operazione rilevante ai fini IVA è stata posta in essere.

Per questo motivo non sono stati effettuati accantonamenti a fondo rischi.

In data 14 dicembre 2010 l’Agenzia delle Entrate ha notificato un nuovo avviso di accertamento

per l’anno 2005 in materia di IVA avente ad oggetto le presunte cessioni di Certificati Verdi effet-

tuate dai Tollers per gli obblighi “verdi” del 2005. I rilievi dell’Ufficio sono gli stessi già notificati

con l’avviso di accertamento relativo al 2004 e la sanzione irrogata ammonta a 4,6 milioni di euro.

Nel mese di agosto 2011 Edipower S.p.A. è stata sottoposta ad una verifica fiscale d’ufficio a

cura della Guardia di Finanza di Milano avente ad oggetto le presunte cessioni di Certificati

Verdi dal 2006 al 2010. L’indagine è stata avviata in conseguenza di una verifica fiscale prece-

dentemente conclusa presso un Toller, ed è la prosecuzione degli accertamenti già avviati

dall’Agenzia delle Entrate per gli anni 2004 e 2005 illustrati sopra.

Nel processo verbale di constatazione, redatto in data 21 ottobre 2011 al termine delle indagini,

i militari hanno espresso il loro convincimento che i Certificati Verdi consegnati dai Tollers per

l’assolvimento dei loro obblighi costituiscono una remunerazione di Edipower S.p.A. quale

integrazione della tolling fee. Per questo motivo i verificatori hanno rilevato che Edipower

S.p.A. avrebbe dovuto auto-fatturare i Certificati Verdi ricevuti dai Tollers, e riaddebitare a

questi ultimi i costi così sostenuti per loro conto. Per la duplice violazione la Guardia di Finanza

ha accertato, per gli anni dal 2006 al 2010, IVA non assolta per 54,4 milioni di euro e sanzioni di

pari ammontare. A seguito del processo verbale di constatazione l’Agenzia delle Entrate di

Milano, alla fine del mese di dicembre 2011, per l’anno 2006 ha emesso un avviso di accerta-

mento contenente la richiesta di IVA e relative sanzioni per complessivi 61,7 milioni di euro e un

atto di irrogazione di sanzioni per 12,3 milioni di euro.

Sulla base delle motivazioni in dettaglio sopra riportate si ritiene che i rilievi mossi in materia

di IVA su accisa e IVA su Certificati Verdi siano infondati, sia sotto il profilo soggettivo che del

merito, e per questo motivo non sono stati effettuati accantonamenti a fondo rischi.


Altre informazioni

145

Avverso tutti gli atti notificati, Edipower S.p.A. ha proposto tempestivo ricorso nelle opportu-

ne sedi chiedendo il totale annullamento della pretesa impositiva. L’avviso di accertamento

per il 2005 è stato discusso nell’udienza del 25 maggio 2012 nel corso della quale i giudici hanno

accolto favorevolmente il ricorso della società. E’ stata inoltre fissata al 26 novembre 2012 la

data per la discussione del ricorso relativo al 2004, mentre l’udienza per l’anno 2006 è stata

fissata per il 22 gennaio 2013.

Nel corso del mese di agosto 2012 Equitalia ha notificato una cartella esattoriale per il recupe-

ro di un terzo dell’IVA relativa all’anno 2006. Avverso questo atto la società ha depositato

istanza di sospensione al pagamento che è stata accolta nell’udienza del 23 ottobre 2012.

Ecodeco S.r.l. - Avviso di accertamento ai fini IVA per i periodi di imposta 2006 e 2007

In data 5 e 6 luglio 2010 l’Agenzia delle Entrate di Milano 3, ha notificato avvisi di accertamento

IVA per gli anni 2006 e 2007 contestando l’applicazione di aliquote IVA ridotte sulle prestazio-

ni di smaltimento di Combustibile Derivato da Rifiuti (CDR) con conseguente richiesta della

maggiore imposta sul valore aggiunto, pari a 472 migliaia di euro per l’anno 2006 e 496 migliaia

di euro per l’anno 2007, oltre a sanzioni ed interessi.

Ecodeco S.r.l. ha presentato ricorso nelle opportune sedi avverso entrambi gli avvisi di accer-

tamento notificati. Il ricorso è stato trattato in data 22 marzo 2012.

In data 15 maggio 2012 la CTP di Milano ha accolto il ricorso.

Ecodeco S.r.l. - Avviso di accertamento ai fini IRES/IRAP/IVA per il periodo d’imposta

2007

In data 17 agosto 2011 sono stati notificati gli avvisi di accertamento per IRES e IRAP contestan-

do, tra l’altro, l’indebita deduzione di un fondo rischi ed oneri con richiesta di maggiore IRES e

IRAP per 233 migliaia di euro, oltre sanzioni e interessi e rilievi minori.

In data 21 maggio 2012 la CTP di Milano ha accolto parzialmente il ricorso riconoscendo la

deducibilità dell’utilizzo del fondo rischi tassato e confermando i rilievi minori.

Il 17 agosto 2011 è inoltre stato notificato l’avviso di accertamento IVA contestando l’indebita

detrazione di IVA per effetto della mancata applicazione del pro-rata di detraibilità sui ricavi

esenti per interessi attivi da cash pooling, con conseguente richiesta di maggiore imposta pari

a 284 migliaia di euro, oltre a sanzioni ed interessi.

La società ha presentato istanza di sospensione e istanza di trattazione in pubblica udienza in

data 15 novembre 2011 all’Agenzia delle Entrate di Direzione Provinciale II di Milano a mezzo

raccomandata e ricorso alla CTP di Milano in data 6 dicembre 2011.


Altre informazioni

146

La CTP di Milano ha rigettato il ricorso con sentenza depositata il 21 maggio 2012.

La società proporrà appello nei termini di legge.

ASRAB S.p.A - Avvisi di accertamento di I e II livello ai fini IRES e IRAP per il periodo di

imposta 2004

Tra il 2007 e il 2009 sono stati notificati avvisi di accertamento per IRES (di I e II livello) e IRAP

per il periodo di imposta 2004, contestando la deducibilità di alcuni ammortamenti e dei costi

per “diritti di conferimento” che la società corrisponde annualmente a Co.s.r.a.b. con conse-

guente richiesta di maggiore IRES e IRAP di 355 migliaia di euro, oltre sanzioni e interessi.

La società ha proposto ricorso in CTP di Milano avverso l’atto di II livello in data 20 maggio

2010. La Commissione ha accolto la richiesta di sospensione avanzata dalla società e a maggio

2011 ha accolto il ricorso annullando l’avviso di accertamento relativo ai costi per “diritti di

conferimento”. In data 1° ottobre 2012, la società ha sottoscritto l’istanza di conciliazione con

l’Agenzia delle Entrate di Biella per la chiusura definitiva del contenzioso.

Per gli atti di I livello, ad oggi, non risulta fissata l’udienza di trattazione.

ASRAB S.p.A - Avvisi di accertamento ai fini IRES e IRAP per il periodo di imposta 2005

In data 10 e 25 marzo 2011 sono stati notificati avvisi di accertamento per IRES e IRAP conte-

stando la deducibilità di alcuni ammortamenti e dei costi per “diritti di conferimento” che la

società corrisponde annualmente a Co.s.r.a.b. con conseguente richiesta di maggiore IRES e

IRAP di 515 migliaia di euro, oltre sanzioni e interessi.

La società ha proposto ricorso in CTP di Biella in data 20 maggio 2011. Il 5 settembre 2011 la

Commissione di Biella ha sospeso l’esecuzione dell’atto subordinatamente alla presenta-

zione di una garanzia, rappresentata da una polizza fidejussoria per il 50% del credito in

contestazione; tale polizza è stata presentata all’Agenzia delle Entrate di Biella in data 28

settembre 2011.

In data 1° ottobre 2012, la società ha sottoscritto l’istanza di conciliazione con l’Agenzia delle

Entrate di Biella per la chiusura definitiva del contenzioso.


Tra il 10 e il 17 giugno 2011 sono stati notificati avvisi di accertamento per IRES e IRAP conte-

stando la deducibilità di alcuni ammortamenti e dei costi per “diritti di conferimento” che la

società corrisponde annualmente a Co.s.r.a.b. con conseguente richiesta di maggiore IRES e

IRAP di 729 migliaia di euro, oltre sanzioni e interessi.


Altre informazioni

147

La società ha proposto ricorso in CTP di Biella in data 18 ottobre 2011.

In data 16 novembre 2011 è arrivata la comunicazione di annullamento totale dell’accertamen-

to emesso in quanto era stato erroneamente indicato l’importo dei diritti di conferimento e in

data 9 dicembre 2011 è stato notificato un nuovo avviso di accertamento in sostituzione del

precedente avverso il quale la società ha proposto ricorso avanti alla Commissione Tributaria

Provinciale nei termini di legge.




Tra il 21 ed il 24 ottobre 2011 sono stati notificati, sia ad Ecodeco S.r.l. che ad ASRAB S.r.l., gli

avvisi di accertamento per IRES e IRAP con i quali si contesta la deducibilità di alcuni ammorta-

menti e dei costi per “diritti di conferimento” che la società corrisponde annualmente a

Co.s.r.a.b. con conseguente richiesta di maggiore IRES e IRAP di 920 migliaia di euro, oltre san-

zioni e interessi.

In data 12 gennaio 2012 è stata presentata alla CTP di Biella la costituzione in giudizio.

La società ha presentato istanza di conciliazione giudiziale all’Ufficio al fine di definire la con-

troversia e abbandonare la prosecuzione del contenzioso.



6) Attività potenziali per certificati ambientali

Il Gruppo presenta al 30 settembre 2012 un’eccedenza di certificati ambientali (Diritti di

Emissione e Certificati Bianchi).


Altre informazioni

148

0.4Allegati alle Noteillustrative alResocontointermedio digestione

Denominazione Sede Divisa Capitale sociale

(migliaia)

Area di consolidamentoA2A Reti Gas S.p.A. Brescia Euro 442.000 A2A Reti Elettriche S.p.A. Brescia Euro 520.000 AMSA S.p.A. Milano Euro 52.179 A2A Calore & Servizi S.r.l. Brescia Euro 150.000 Selene S.p.A. Brescia Euro 3.000 A2A Servizi alla Distribuzione S.p.A. Brescia Euro 300 A2A Energia S.p.A. Milano Euro 520 A2A Trading S.r.l. Milano Euro 1.000 Partenope Ambiente S.p.A. Brescia Euro 120 A2A Logistica S.p.A. Brescia Euro 250 A2A Ciclo Idrico S.p.A. Brescia Euro 70.000 Ecodeco S.r.l. Milano Euro 7.469 Aspem Energia S.r.l. Varese Euro 2.000 A2A Montenegro d.o.o. Podgorica (Montenegro) Euro 300 Mincio Trasmissione S.r.l. Brescia Euro 10 Aprica S.p.A. Brescia Euro 204.698 Assoenergia S.p.A. in liquidazione Brescia Euro 126 Abruzzoenergia S.p.A. Gissi (Ch) Euro 130.000 Retragas S.r.l. Brescia Euro 34.495

Aspem S.p.A. Varese Euro 174 Varese Risorse S.p.A. Varese Euro 3.624 Montichiariambiente S.p.A. Brescia Euro 1.500 Ostros Energia S.r.l. in liquidazione Brescia Euro 350 Camuna Energia S.r.l. Cedegolo (Bs) Euro 900 A2A Alfa S.r.l. Milano Euro 100 Plurigas S.p.A. Milano Euro 800 SEASM S.r.l. Brescia Euro 700 Proaris S.r.l. Milano Euro 1.875 Delmi S.p.A. Milano Euro 1.466.868 Edipower S.p.A. Milano Euro 1.441.300

Ecofert S.r.l. S. Gervasio Bresciano (Bs) Euro 100 Elektroprivreda Cnre Gore AD Niksic (EPCG) Niksic (Montenegro) Euro 958.666 EPCG d.o.o. Beograd Beograd (Serbia) Dinar RSD 35 Zeta Energy d.o.o. Danilovgrad (Montenegro) Euro 12.240

Per le partecipazioni in controllate del Gruppo Ecodeco si rimanda all'allegato nr. 3

1 - Elenco delle imprese incluse nel bilancio consolidato


150


1 - Elenco delle imprese incluse nel bilancio consolidato

% Quote Azionista Criterio di valutazionedi parteci- possedutepazione %

consolidata di Gruppo al30 09 2012

100,00% 100,00% A2A S.p.A. Consolidamento integrale 100,00% 100,00% A2A S.p.A. Consolidamento integrale 100,00% 100,00% A2A S.p.A. Consolidamento integrale

100,00% 100,00% A2A S.p.A. Consolidamento integrale 100,00% 100,00% A2A S.p.A. Consolidamento integrale



100,00% 100,00% A2A S.p.A. Consolidamento integrale 100,00% 100,00% Aspem S.p.A. Consolidamento integrale


97,76% 97,76% A2A S.p.A. Consolidamento integrale 100,00% 100,00% A2A S.p.A. Consolidamento integrale

91,60% 91,60% A2A S.p.A. (87,27%)A2A Reti Gas S.p.A. (4,33%) Consolidamento integrale

90,00% 90,00% A2A S.p.A. Consolidamento integrale 90,00% 90,00% Aspem S.p.A. Consolidamento integrale

80,00% 80,00% Aprica S.p.A. Consolidamento integrale 80,00% 80,00% A2A S.p.A. Consolidamento integrale 74,50% 74,50% A2A S.p.A. Consolidamento integrale

70,00% 70,00% A2A Trading S.r.l. Consolidamento integrale 70,00% 70,00% A2A S.p.A. Consolidamento integrale 67,00% 67,00% A2A S.p.A. Consolidamento integrale 60,00% 60,00% A2A S.p.A. Consolidamento integrale

51,00% 51,00% A2A S.p.A. Consolidamento integrale 90,00% 90,00% A2A S.p.A. (20%)

Delmi S.p.A. (70%) Consolidamento integrale 47,00% 47,00% A2A S.p.A. Consolidamento integrale

43,70% 43,70% A2A S.p.A. Consolidamento integrale 100,00% 100,00% EPCG Consolidamento integrale

57,86% 51,00% EPCG Consolidamento integrale

151


(migliaia)

Partecipazioni in società valutate col metodo del Patrimonio netto

PremiumGas S.p.A. Bergamo Euro 120

Ergosud S.p.A. Roma Euro 81.448

Ergon Energia S.r.l. in liquidazione Milano Euro 600

Metamer S.r.l. San Salvo (Ch) Euro 650

Asm Novara S.p.A. Brescia Euro 1.000

Bergamo Servizi S.r.l. Sarnico (Bg) Euro 10

SET S.p.A. Toscolano Maderno (Bs) Euro 104

Azienda Servizi Valtrompia S.p.A. Gardone Valtrompia (Bs) Euro 6.000

Ge.S.I. S.r.l. Brescia Euro 1.000

Centrale Termoelettrica del Mincio S.r.l. Ponti s/Mincio (Mn) Euro 11

Serio Energia S.r.l. Concordia s/Secchia (Mo) Euro 1.000

Visano Soc. Trattamento Reflui Scarl Brescia Euro 25

LumEnergia S.p.A. Lumezzane (Bs) Euro 300

Sviluppo Turistico Lago d'Iseo S.p.A. Iseo (Bs) Euro 1.616

ACSM-AGAM S.p.A. Monza Euro 76.619

Futura S.r.l. Brescia Euro 2.500

Metroweb S.p.A. Milano Euro 27.555

Prealpi Servizi S.r.l. Varese Euro 5.451

COSMO Società Consortile a Responsabilità Limitata Brescia Euro 100

Dolomiti Energia S.p.A. Rovereto (Tn) Euro 411.496

Rudnik Uglja Ad Pljevlja Pljevlja (Montenegro) Euro 21.493

Consolidamento Gruppo Ecodeco (1)

Totale partecipazioni

(1) Per le partecipazioni del Gruppo Ecodeco si rimanda all'allegato n.3

2 - Elenco delle partecipazioni insocietà valutate col metodo delPatrimonio netto


152

Quote Azionista Valore Criterio di valutazionepossedute di carico al

% 30 09 2012(migliaia)

50,00% A2A Alfa S.r.l. 4.447 Patrimonio netto

50,00% A2A S.p.A. 75.838 Patrimonio netto

50,00% A2A S.p.A. – Patrimonio netto


50,00% A2A S.p.A. – Patrimonio netto

50,00% Aprica S.p.A. 246 Patrimonio netto

49,00% A2A S.p.A. 509 Patrimonio netto

49,15% A2A S.p.A. (48,77%) A2A Reti Gas S.p.A. (0,38%) 4.115 Patrimonio netto





33,33% A2A Energia S.p.A. 225 Patrimonio netto



20,00% A2A Calore & Servizi S.r.l. 500 Patrimonio netto


12,47% Aspem S.p.A. 843 Patrimonio netto

52,00% A2A Calore & Servizi S.r.l. 52 Patrimonio netto



1.986 Vedi allegato n. 3

229.532


2 - Elenco delle partecipazioni in società valutate col metodo del Patrimonio netto

153


(migliaia)

Area di consolidamento

Ecodeco S.r.l. Milano Euro 7.469

Ecodeco Hellas S.A. Atene Euro 60

Ecolombardia 18 S.r.l. Milano Euro 658

Ecolombardia 4 S.p.A. Milano Euro 17.727

Sicura S.r.l. Milano Euro 1.040

Sistema Ecodeco UK Ltd Canvey Island Essex (UK) GBP 250

Vespia S.r.l. in liquidazione Milano Euro 10

A.S.R.A.B. S.p.A. Cavaglià (Bi) Euro 2.582

Nicosiambiente S.r.l. Milano Euro 50

Ecoair S.r.l. Milano Euro 10

Bioase S.r.l. Sondrio Euro 677

Partecipazioni in società valutate col metodo del Patrimonio netto

SED S.r.l. Robassomero (To) Euro 1.250

Bergamo Pulita S.r.l. Bergamo Euro 10

Tecnoacque Cusio S.p.A. Omegna (Vb) Euro 206

Bellisolina S.r.l. Montanaso (Lo) Euro 52

Totale partecipazioni

3 - Elenco delle imprese inclusenel bilancio consolidato delGruppo Ecodeco


154


3 - Elenco delle imprese incluse nel bilancio consolidato del Gruppo Ecodeco

% Quote Azionista Valore Criterio di valutazionedi parteci- possedute di carico alpazione % 30 09 2012

consolidata (migliaia)di Gruppo al30 09 2012

Consolidamento integrale

100,00% 100,00% Ecodeco Consolidamento integrale









70,00% 70,00% Ecodeco (46,70%) AMSA (23,30%) Consolidamento integrale

50,00% Ecodeco 1.247 Patrimonio netto

50,00% Ecodeco 489 Patrimonio netto

25,00% Ecodeco 250 Patrimonio netto

50,00% Ecodeco - Patrimonio netto

1.986

155

Denominazione Quote Azionista Valore di possedute carico al

% 30 09 2012(migliaia)

Attività finanziarie disponibili per la vendita (AFS)

Infracom S.p.A. 1,57% A2A S.p.A. 2.011

Immobiliare-Fiera di Brescia S.p.A. 5,52% A2A S.p.A. 1.101

E.M.I.T. S.p.A. 10,00% A2A S.p.A. 1.247

Azienda Energetica Valtellina e Valchiavenna S.p.A. (AEVV) 9,39% A2A S.p.A. 1.846

Altre:

A.C.B. Servizi S.r.l. 5,00% A2A S.p.A.

Alesa S.r.l. 5,26% A2A Reti Gas S.p.A.

AQM S.r.l. 8,19% A2A S.p.A.

AvioValtellina S.p.A. 0,18% A2A S.p.A.

Banca di Credito Cooperativo di Calcio e Covo Società Cooperativa n.s. A2A S.p.A.

Brescia Mobilità S.p.A. 0,25% A2A S.p.A.

Brixia Expo-Fiera di Brescia S.p.A. 9,44% A2A S.p.A.

Cavaglià Sud S.r.l. in liquidazione 1,00% Ecodeco S.r.l.

Consorzio DIX.IT in liquidazione 14,28% A2A S.p.A.

Consorzio Ecocarbon Coneco n.s. Ecodeco S.r.l.

Consorzio Intellimech n.s. A2A S.p.A.

Consorzio Italiano Compostatori n.s. Ecodeco S.r.l.

Consorzio L.E.A.P. 10,53% A2A S.p.A.

Consorzio Milano Sistema in liquidazione 10,00% A2A S.p.A.

Consorzio Polieco n.s. Ecodeco S.r.l.

CSEAB (già Cramer S.c.a.r.l.) 6,67% A2A S.p.A.

Emittenti Titoli S.p.A. 1,85% A2A S.p.A.

Guglionesi Ambiente S.c.a.r.l. 1,01% Ecodeco S.r.l.

INN.TEC. S.r.l. 10,89% A2A S.p.A.

Isfor 2000 S.c.p.a. 4,94% A2A S.p.A.

S.I.T. S.p.A. 0,26% Aprica S.p.A.

4 - Elenco delle attività finanziariedisponibili per la vendita


156

Denominazione Quote Azionista Valore di possedute carico al

% 30 09 2012(migliaia)

Stradivaria S.p.A. n.s. A2A S.p.A.

Tirreno Ambiente S.p.A. 3,00% Ecodeco S.r.l.

Prva banka Crne Gore A.D. Podgorica (*) 19,76% EPCG

DI.T.N.E. 1,30% Edipower S.p.A.

Totale altre attività finanziarie 6.440

Totale attività finanziarie disponibili per la vendita 12.645

(*) Si segnala che la partecipazione nella Prva banka Crne Gore A.D. Podgorica, considerando anche le azioni privilegiate prive didiritti di voto risulterebbe essere pari al 24,10% del capitale sociale.

Nota: A2A S.p.A. ha partecipato alla costituzione della Società Cooperativa Polo dell'innovazione della Valtellina sottoscrivendo n. 5azioni del valore nominale pari a euro 50.


4 - Elenco delle attività finanziarie disponibili per la vendita

157

0.5Relazione intermediasulla gestione

I settori di attività in cui opera il Gruppo A2A sono riconducibili alle seguenti “filiere”:

Filiera Energia

L’attività della filiera è finalizzata alla vendita sui mercati all’ingrosso e al dettaglio di energia

elettrica e gas metano. Il supporto alle aree commerciali è assicurato dalle attività di approvvi-

gionamento combustibili, programmazione e dispacciamento impianti di generazione elettri-

ca, ottimizzazione portafoglio e trading sui mercati nazionali ed esteri.

Filiera Calore e Servizi

L’attività della filiera è prevalentemente finalizzata alla vendita di calore e di elettricità prodot-

ti da impianti di cogenerazione (prevalentemente di proprietà del Gruppo). La vendita del

calore cogenerato avviene mediante reti di teleriscaldamento. La filiera assicura anche il ser-

vizio di gestione di impianti di riscaldamento di proprietà di terze parti (servizi di gestione

calore).

Filiera Ambiente

L’attività della filiera è relativa a tutto il ciclo della gestione dei rifiuti, dalla raccolta e spazza-

mento, al trattamento, smaltimento e recupero di materia ed energia. È infatti compreso nel-

l’attività della filiera il recupero del contenuto energetico dei rifiuti attraverso impianti di ter-

movalorizzazione o impianti biogas.

Filiera Reti

L’attività della filiera comprende la gestione tecnico-operativa di reti di trasmissione e distri-

buzione di energia elettrica, di trasporto e distribuzione di gas naturale e la gestione dell’inte-

ro Ciclo Idrico Integrato (captazione delle acque, gestione degli acquedotti, distribuzione idri-



159

ca, gestione di reti fognarie, depurazione). Sono altresì comprese le attività relative all’illumi-

nazione pubblica, agli impianti di regolazione del traffico, alla gestione delle lampade votive e

servizi di progettazione impianti.


I servizi di Corporate comprendono le attività di guida, indirizzo strategico, coordinamento e

controllo della gestione industriale, nonché i servizi a supporto del business e delle attività

operative (es.: servizi amministrativi e contabili, legali, di approvvigionamento, di gestione del

personale, di information technology, di comunicazione etc.). Negli Altri Servizi sono altresì

comprese le attività relative ai servizi di videosorveglianza, trasmissione dati, telefonia, e

accessi ad internet.



160

La congiuntura economica mondiale è rimasta debole nel terzo trimestre. La tendenza di

fondo è ancora dominata dalla contrazione dell’attività economica e dalle tensioni finanziarie

nell’Eurozona: a conferma di ciò, l’indice di diffusione globale PMI (1) pubblicato di recente, ha

mostrato per il periodo in esame una significativa flessione. La debolezza della domanda inter-

na ha portato ad un andamento delle importazioni dell’Eurozona molto inferiori rispetto a

quelle degli altri Paesi avanzati, a loro volta più basse rispetto a quelle dei Paesi emergenti.

Oltre alla crisi dell’Eurozona sembrano ora contribuire alla debolezza dell’attività economica

altri fattori tra cui il rischio legato ad un’eccessiva restrizione fiscale negli Stati Uniti.

Il PIL in termini reali negli Stati Uniti ha nettamente rallentato la crescita nel secondo trimestre

2012: secondo le stime preliminari del Bureau of Economic Activity si è attestato su un valore

pari a 1,3%, in calo rispetto al 2% del primo trimestre. Tale andamento riflette principalmente

il contributo positivo dei consumi privati e in misura inferiore, delle esportazioni nette, par-

zialmente compensato dagli effetti negativi derivanti dalle scorte nel settore privato e dalla

spesa pubblica. Le recenti statistiche mostrano segnali contrastanti sul trend del terzo trime-

stre, indicativi di un’espansione economica moderata o comunque in linea con quella registra-

ta nel secondo trimestre. In generale, il clima di fiducia si è leggermente deteriorato negli ulti-

mi mesi e la produzione industriale ha subito un calo considerevole in agosto; a questo si

aggiunge una certa debolezza delle statistiche sull’occupazione per i mesi di luglio e agosto.

Anche la crescita nelle principali economie emergenti ha rallentato; il calo della domanda dei

paesi avanzati e gli effetti ritardati delle politiche restrittive attuate lo scorso anno hanno

ridotto il flusso di export. Nel secondo trimestre 2012 la dinamica di crescita del PIL in Cina si è

ridotta (+7,6% sul periodo corrispondente del 2011 rispetto all’8,1% del primo trimestre). La

decelerazione riflette fattori sia interni che esterni: i primi traggono origine dagli interventi

restrittivi di politica monetaria attuati dalla fine del 2010 in reazione agli aumenti dei prezzi

Quadro macroeconomico


161

(1) Il Purchasing Managers Index (PMI) è l’indice composito dell’attività manifatturiera di un Paese e riflette la capacità dell’ac-quisizione di beni e servizi. Tiene inoltre conto di nuovi ordini, produzione, occupazione, consegne e scorte nel settore mani-fatturiero.

immobiliari, i secondi risentono del deterioramento della domanda estera soprattutto

dell’Area Euro. Tali fattori hanno quindi indebolito i due tradizionali elementi di traino della

crescita cinese: investimenti e esportazioni.

Per quanto riguarda l’Area Euro, secondo le prime anticipazioni della Banca Centrale Europea

(BCE) e dell’Istat, dopo il calo dello 0,2% nel secondo trimestre 2012, il PIL dovrebbe registrare

ancora una contrazione nel terzo trimestre 2012 (-0,2%) a causa del persistente processo di

consolidamento fiscale e dell’elevata incertezza sui mercati che condizionano la domanda

interna e la fiducia dei consumatori, quest’ultima attesa ancora una volta in calo. Si conferma-

no i rilevanti divari di crescita tra i maggiori paesi dell’Area, seppur in un quadro di rallenta-

mento generalizzato; a fronte dei nuovi cali registrati in Spagna e in Italia (rispettivamente -

0,4% e -0,8% nel secondo trimestre 2012) il PIL ha continuato a ristagnare in Francia mentre in

Germania si è registrato un valore pari allo 0,3% rispetto allo 0,5% del primo trimestre.

Le prospettive per il contesto mondiale restano soggette ad un notevole grado di incertezza

connesso alle tensioni in segmenti importanti dei mercati finanziari e agli squilibri fiscali e

delle principali variabili economiche. I rischi principali sono relativi agli effetti di propagazione

degli andamenti registrati nell’Area Euro sul commercio internazionale e sul clima di fiducia.

Altro elemento di incertezza va riferito alla portata delle misure di politica fiscale, in particola-

re negli Stati Uniti. A ciò si aggiungono le tensioni sui prezzi petroliferi, legate ai rischi di scar-

sità dell’offerta rispetto alla domanda crescente proveniente soprattutto dai mercati asiatici.

Secondo le recenti proiezioni del Fondo Monetario Internazionale (FMI) per il 2012 la crescita

mondiale dovrebbe mantenersi su ritmi sostenuti ma inferiori rispetto al passato: il PIL è atte-

so in crescita del 3,5% (dal 3,9% del 2011), frenata dal calo delle attività nell’Eurozona e dal

modesto rallentamento di alcuni paesi emergenti. Contributi positivi all’espansione mondiale

provengono dagli Stati Uniti, dove è attesa una crescita del PIL di circa il 2% e dal Giappone

(+2,4%) grazie all’attività di ricostruzione post-terremoto. Le previsioni per l’economia cinese

del 2012 vedono crescita ancora sostenuta, pari all’8%, sebbene in decremento rispetto al

+9,2% registrato nel 2011.

Le previsioni di crescita del PIL dell’Area Euro elaborate dalla BCE in ottobre hanno conferma-

to una flessione dello 0,5% circa per il 2012; quelle per il 2013 si sono invece attestate su un

valore medio positivo pari allo 0,2% (+0,7% secondo le stime aggiornate al mese di ottobre del

FMI). L’ulteriore discesa del PIL nell’ultima parte dell’anno corrente rifletterebbe le pressioni

al ribasso determinate dal consolidamento fiscale in alcuni paesi e dall’elevato grado di incer-

tezza economica. Tuttavia, la graduale accelerazione della domanda di alcuni paesi emergenti,

dovuta agli stimoli monetari e al miglioramento delle prospettive economiche, dovrebbe

sostenere esportazioni e investimenti per l’Area Euro nel corso del prossimo anno, portando

ad una stabilizzazione del ciclo economico già a partire dal primo trimestre 2013. Le condizioni



162

del mercato del lavoro per la Zona Euro restano sfavorevoli: la crescita dei salari nominali dimi-

nuirebbe con effetti negativi sul reddito delle famiglie e dei consumi privati, già penalizzati in

molti paesi dall’aumento delle imposte e dalla riduzione delle prestazioni sociali.

Per il trimestre in esame il tasso di cambio della moneta unica rispetto al dollaro statunitense

si è collocato su un valore pari a 1,25 €/$ contro l’1,41 €/$ del medesimo periodo dell’anno pas-

sato. Nel mese di settembre si è assistito ad un lieve apprezzamento dell’euro rispetto al dolla-

ro (1,29 €/$ contro una media di 1,24 €/$ per i mesi di luglio ed agosto) ma i movimenti della

valuta continuano a rimanere in larga misura correlati al mutare della percezione sulle pro-

spettive di crescita e di bilancio dei paesi dell’Area Euro.

Nel corso del terzo trimestre 2012 l’inflazione è gradualmente aumentata, passando dal 2,4%

in luglio al 2,7% per il mese di settembre (nel secondo trimestre era pari ad un valore medio del

2,5%). Questa tendenza riflette sia la crescita dei prezzi dell’energia che gli incrementi delle

imposte indirette. In base ai dati del bollettino petrolifero della Commissione Europea, i prezzi

al consumo dei prodotti petroliferi (carburanti per autotrazione e riscaldamento domestico)

hanno toccato i massimi storici in estate, sebbene le quotazioni in dollari del greggio siano

rimaste alquanto al di sotto dei livelli raggiungi a metà 2008. Le stime preliminari della BCE ed

Eurostat mostrano un livello di inflazione per il 2012 al di sopra delle attese e intorno al 2,7%.

Negli ultimi mesi in Italia è proseguita la flessione del PIL: l’attività economica continua a trarre

sostegno dall’interscambio con l’estero ma risente della forte debolezza della spesa delle

famiglie e delle imprese. Nel secondo trimestre 2012 il PIL è sceso allo stesso ritmo del primo

(-0,8%), in un anno la contrazione è stata del 2,6% complessivamente. Nel corso del trimestre

in esame hanno pesato l’ulteriore diminuzione della spesa delle famiglie e degli investimenti,

pur con un’attenuazione rispetto al calo osservato all’inizio dell’anno. La domanda estera

netta ha fornito sostegno all’attività economica: a fronte di una variazione appena positiva

delle esportazioni si è registrato un calo dell’import. La contrazione del valore aggiunto ha

interessato tutti i principali comparti risultando più intensa nell’agricoltura e nell’industria.

Per quanto riguarda i prezzi al consumo, i dati provvisori dell’Istat mostrano un livello di infla-

zione per l’Italia, per il periodo in esame, pari al 3,2%, su cui pesano, in linea con quanto accade

nel resto dell’Area Euro, la crescita sostenuta dei prezzi dei beni energetici ed il rialzo delle

imposte indirette; al netto della componente energetica l’inflazione in Italia, nel trimestre,

avrebbe registrato una discesa intorno al 2% (fonte: elaborazioni Istat).

L’andamento economico atteso per l’Italia nella seconda parte dell’anno sconta gli elementi di

incertezza a livello internazionale e le specificità della situazione attuale. In particolare, le pre-

visioni per il 2012 e il 2013 per l’economia italiana sono state riviste recentemente al ribasso da

diversi istituti di ricerca e istituzioni economiche. Le attese per la media del 2013 restano coe-

renti con un’uscita dalla recessione nel corso dell’anno. Secondo la recente Nota di aggiorna-



163



mento del Documento di Economia e finanza 2012 diffusa dal Governo, la dinamica del PIL,

prevista pari a -2,4% nel 2012 (-1,9% secondo le recenti previsioni del FMI), rimarrebbe legger-

mente negativa nel 2013 ed in linea con le attese del FMI.

164


Nel corso del terzo trimestre le quotazioni delle commodity energetiche sono state significa-

tivamente influenzate dai fondamentali di domanda e offerta dei mercati di riferimento. Se il

prezzo del petrolio si è mosso in controtendenza rispetto ai dati negativi di crescita globale, il

valore del carbone si è attestato su valori minimi dall’inizio del 2011 risentendo dell’estrema

debolezza della domanda.

Nel terzo trimestre 2012 il valore medio del Brent è stato pari a 109,4 $/bbl e inferiore del 2,4%

rispetto a quello registrato nel medesimo periodo del 2011. L’analisi della tendenza dall’inizio

dell’anno mostra però come il mercato petrolifero abbia avuto un andamento molto altale-

nante negli ultimi nove mesi, guidato da una parte da timori di scarsità di offerta nel breve, e

dall’altra dal peggioramento delle prospettive di crescita globale. Tali fenomeni ne hanno

depresso i corsi tra aprile e giugno, quando il prezzo del Brent si è attestato su un valore medio

pari a circa 96 $/bbl rispetto al valore di inizio anno pari a 111,5 $/bbl. Sebbene i mercati a termi-

ne registrassero nei mesi scorsi aspettative di decrescita del prezzo del petrolio, tra luglio e

settembre le quotazioni del Brent sono ulteriormente salite, con un valore medio per il mese

di settembre pari a 113 $/bbl. L’analisi del valore del Brent denominato in € mostra che il prezzo

del petrolio è salito di oltre il 10% nel terzo trimestre 2012 portandosi ad una quotazione pari a

87,4 €/bbl, a fronte dell’ulteriore deprezzamento dell’euro rispetto al dollaro registrato nel

periodo in esame.

La dinamica di domanda e offerta ha alimentato le tensioni sul prezzo nel corso dei mesi estivi.

I dati e le previsioni dell’International Energy Agency (IEA) mostrano una domanda in crescita

costante sia per quest’anno (+0,8 Mbbl/g attesi a livello globale) sia per il prossimo (quasi +1

Mbbl/g). In uno scenario di domanda calante in Europa e sostanziale stabilità dei consumi sta-

tunitensi, a sostenere i consumi sono soprattutto la Cina, i paesi emergenti fuori dall’area asia-

tica e, in misura minore, il Giappone, impegnato nella sostituzione della produzione di energia

elettrica da fonte nucleare con quella da altre fonti fossili. Per quest’anno è previsto un incre-

mento della produzione mondiale dovuto al ritorno della produzione libica a valori vicini al

dato pre guerra civile e dall’incremento della produzione dei paesi OPEC. Ciò nonostante per-

mane una situazione di tensione lato offerta: infatti, per quanto il crollo dell’export dall’Iran a

Andamento mercato energetico

165



seguito dell’embargo imposto dagli USA sia al momento compensato dall’OPEC, la spare capa-

city complessiva resta bassa, poco sopra i 2,2 Mbbl/g, valore di molto inferiore rispetto ai 3,6

Mbbl/g medi registrati nel triennio 2009/12.

Dopo la discesa del prezzo del carbone durata quasi un anno il mercato sembra essersi asse-

stato nel corso del terzo trimestre dell’anno in corso. Il prezzo medio del carbone con delivery

al nolo di Amsterdam-Rotterdam-Anversa (Coal Cif Ara) è stato pari a 90,8 $/tonn per il perio-

do in esame, in calo di quasi il 27% rispetto al medesimo periodo dell’anno passato. In un qua-

dro recessivo della domanda mondiale a mantenere stabili le quotazioni è il prezzo del petrolio

che ha trainato al rialzo tutte le commodity energetiche, compreso il carbone.

Energia Elettrica

Per quanto attiene lo scenario del mercato elettrico nazionale, il fabbisogno netto di energia

elettrica in Italia del terzo trimestre 2012 è stato pari a 83.636 GWh (fonte: Terna), con una fles-

sione del 2,8% rispetto ai volumi del medesimo periodo dello scorso anno. Nel corso del trime-

stre, le condizioni di domanda sono peggiorate significativamente: in particolare, settembre

ha visto un calo di quasi il 10% del fabbisogno elettrico (-7,3% rettificato di effetto temperatura

e calendario), rispetto ad una sostanziale stabilità per i mesi di luglio e agosto. E’ tuttavia

importante sottolineare come l’andamento dei mesi estivi sia stato fortemente influenzato

dalle temperature medie registrate che sono risultate superiori di quasi due gradi rispetto allo

stesso periodo dell’anno precedente. I dati di domanda elettrica per i mesi di luglio e agosto

rettificati dell’effetto temperatura mostrano un calo rispettivamente dell’1,4% e dell’1,2%.

La minore domanda nazionale ha comportato la riduzione della produzione netta dell’1,2% sul

terzo trimestre 2012, attestandosi su un valore pari a 76.079 GWh, ed un calo dal lato delle

importazioni che ha fatto registrare un saldo netto con l’estero in contrazione del 13,6%

rispetto al medesimo periodo dell’anno passato. La produzione nazionale, al netto dei consu-

mi da pompaggio, ha coperto il 90% della richiesta di energia elettrica, mentre le importazioni

nette hanno soddisfatto la parte restante. La produzione da fonte idroelettrica è scesa del

7,6% rispetto al terzo trimestre del 2011 a causa della minor piovosità del periodo mentre la

produzione termoelettrica, che si è attestata sui 54.546 GWh, si è contratta del 4,1%. Le ore

medie di funzionamento stimate per il terzo trimestre 2012 sono risultate pari a 2.860, in calo

rispetto a quelle del terzo trimestre 2011 (pari a 2.982), ma superiori rispetto alla media da ini-

zio anno (2.703). La produzione a gas continua a restare caratterizzata dal cospicuo aumento

dei costi di produzione delle centrali e dalla conseguente difficoltà di trasferimento di tale

incremento sui prezzi all’ingrosso dell’energia elettrica, anche a causa del persistente eccesso

di offerta.

166

Permane l’effetto spiazzamento per il termoelettrico da parte delle fonti rinnovabili con una

produzione da fonte eolica in crescita del 28,5% e una produzione fotovoltaica del 42% sul

medesimo trimestre dell’anno scorso. Si stima che a fine settembre 2012 la capacità fotovol-

taica complessiva abbia raggiunto circa 13-14 GW, dai 10 GW di fine 2011. Vale la pena di sotto-

lineare il rallentamento nel ritmo di crescita della produzione da energia solare rispetto ai

valori esponenziali registrati dal 2010. Il mese di settembre ha visto la produzione fotovoltaica

aumentare del 19% circa rispetto allo stesso periodo del 2011, che si confronta con un +57%

medio per i mesi di luglio e agosto 2011 e quasi un +400% per il primo semestre.

Il persistere della debolezza lato domanda nel corso dell’anno non si è direttamente riflessa

sulle quotazioni dei prezzi IPEX che hanno risentito di altri fattori quali le dinamiche stagio-

nali (effetto temperature), dell’evoluzione nella struttura dell’offerta zonale e il rialzo nel

prezzo dei combustibili di generazione, in particolare del gas naturale (contratti di medio-

lungo periodo indicizzati al prezzo del petrolio e derivati), solo in parte scaricato sui prezzi

all’ingrosso.

La quotazione media del PUN (Prezzo Unico Nazionale) Base Load per il terzo trimestre 2012

si è attestata ad un livello medio di 81,5 €/MWh, con un incremento dell’8,4% rispetto al valore

rilevato per lo stesso periodo dell’anno precedente (75,2 €/MWh). Resta sostenuto anche il

prezzo nelle ore di alto carico (+3% per il PUN Peak Load a 86,8 €/MWh), mentre cresce in

maniera significativa il prezzo all’ingrosso in fascia F2, +12,7% rispetto al terzo trimestre 2011,

che ha raggiunto nel periodo in esame un valore medio pari a 91,5 €/MWh, più elevato rispetto

al PUN F1 medio (85,5 €/MWh). Tale fenomeno è da attribuirsi al diverso profilo di funziona-

mento degli impianti a gas che, trovandosi a competere con l’entrata in funzione di maggiore

capacità da rinnovabili a priorità di dispacciamento (in particolare il fotovoltaico) o con fonti

più economiche (quali il carbone), spostano la propria produzione nelle ore di basso carico

(minor effetto del fotovoltaico) determinandone l’incremento della quotazione.

Le dinamiche sopra esposte hanno condizionato l’andamento dei prezzi all’ingrosso dell’ener-

gia elettrica i quali non hanno pienamente recepito il significativo rialzo del costo dei combu-

stibili influenzando l’andamento dello Spark Spread che è risultato inferiore nel trimestre in

esame rispetto a quello dello stesso periodo del 2011.

Gas Naturale

Nel corso del terzo trimestre 2012 la domanda di gas naturale è scesa del 3,3% rispetto allo

stesso periodo del 2011 attestandosi a 13.071 Mmc (fonte: Snam Rete Gas). L’importha rappre-

sentato circa l’87% del fabbisogno al netto dell’andamento dello stoccaggio mentre la produ-

zione nazionale ha coperto la restante parte. Così come in passato, la debolezza della domanda



167

è legata prevalentemente al calo degli usi termoelettrici, che si sono ridotti nel periodo in

esame di quasi 500 Mmc (-6,4% rispetto al terzo trimestre 2011). Il quadro congiunturale

recessivo che deprime la domanda elettrica, i crescenti costi di produzione legati alla materia

prima e l’effetto “spiazzamento” da parte dell’energia da fonte fotovoltaica restano le princi-

pali cause di tale andamento. I consumi del settore industriale sono rimasti stabili (3.012 Mmc),

mostrando un andamento migliore rispetto a quello atteso per il PIL italiano per il periodo. Il

segmento servizi e usi civili mostra invece un calo del fabbisogno di quasi il 4% rispetto allo

stesso trimestre dell’anno trascorso.

Con riferimento all’andamento dei prezzi del gas, la formula indicizzata Gas Release 2007, rife-

rimento per il mercato all’ingrosso di medio lungo periodo del gas naturale in Italia, è cresciuta

del 22% rispetto al terzo trimestre 2011 risentendo, con ritardo temporale fisiologico legato

alle medie mobili degli ultimi nove mesi presenti nella formula, dell’aumento del prezzo del

Brent in €/bbl. Al contrario, la quotazione del gas spot sul PSV (Punto di Scambio Virtuale) ha

registrato un calo del 6% risentendo delle condizioni recessive della domanda di gas e del per-

durare dell’eccesso di offerta. Lo spread tra le quotazioni sulla piattaforma PSV e le quotazioni

del gas sul mercato TTF (mercato di riferimento per l’Europa del Nord Ovest) si è ridotto a

circa 2,3 €/MWh per il trimestre in esame, rispetto ai 6,3 €/MWh dello stesso periodo dell’anno

precedente. Le ragioni alla base di una discesa così drastica del differenziale di prezzo rispetto

ai mercati spot esteri sono legate, oltre che alla suddetta maggiore debolezza del fabbisogno

in Italia rispetto a quello degli altri Paesi dell’Area Euro, anche al rilascio di 5 Gmc di capacità

annua sui metanodotti esteri Tenp/Transitgas (dalla Norvegia) e TAG (dalla Russia) effettuata

nel mese di settembre da Eni a seguito dell’istruttoria A/440 da parte dell’Autorità Garante

della Concorrenza e del Mercato (AGCM) per abuso di posizione dominante.



168

La Filiera Energia include le seguenti attività:

• Produzione di energia elettrica: attività di gestione di centrali attraverso un parco di

generazione composto da centrali idroelettriche e termoelettriche con potenza installata

pari a 12,5 GW(2);

• Energy Management:attività di compravendita di energia elettrica e di combustibili, gas-

sosi e non gassosi, sui mercati all’ingrosso nazionali e internazionali; approvvigionamento

dei combustibili necessari per coprire i fabbisogni delle centrali termoelettriche e dei

clienti; pianificazione, programmazione e dispacciamento degli impianti di produzione di

energia elettrica;

• Vendita di energia elettrica e gas: attività di commercializzazione di energia elettrica e

gas al mercato dei clienti idonei. Sono altresì incluse le attività di vendita di energia elettri-

ca al mercato dei clienti in “maggior tutela”.

Oltre alle attività svolte direttamente da A2A S.p.A., sono riconducibili alla Filiera Energia le

società di seguito riportate:

(2) Include il 100% degli impianti Edipower e gli impianti EPCG.

Filiera Energia


169

Energia

Impianti termoelettricied idroelettrici

Energy Management

Vendita di Energia Elettrica e Gas

Società del Gruppo A2A consolidate

• Abruzzoenergia

• A2A Energia

• A2A Trading

• Edipower

• Plurigas

• Aspem Energia

• EPCG

Recente evoluzione normativa nel settore dell’energia elettrica

Concessioni idroelettriche di grande derivazione

La procedura di infrazione nei confronti della Repubblica Italiana, aperta dall’Unione Europea

con nota del 15 marzo 2011, dovrebbe, peraltro, essere archiviata a seguito di quanto disposto

dalla sentenza n. 205/2011 (pubblicata il 13 luglio 2011), con la quale la Corte Costituzionale ha

accolto un ricorso presentato dalla Regione Liguria in merito alle tematiche in oggetto, dichia-

rando l’illegittimità:

• delle disposizioni di cui alla Legge n. 122/10 volte a prorogare le concessioni di grande deri-

vazione d’acqua per uso idroelettrico (per periodi di 5 e 7 anni), in quanto incoerenti con le

disposizioni costituzionali in materia di riparto di competenze Stato-Regioni (la materia è

sottoposta a competenza legislativa regionale);

• della norma che prevedeva l’operatività delle disposizioni in questione “…fino all’adozione

di diverse disposizioni legislative da parte delle regioni, per quanto di loro competenza…”

(cosiddetta clausola di “cedevolezza”), in quanto “…l’esigenza di colmare, per il tempo

necessario all’emanazione della normativa regionale, un vuoto legislativo nell’applicazione

di principi fondamentali statali in concreto non sussiste…”.

A livello locale la Regione Lombardia, anche in vista della scadenza di alcune concessioni nel

proprio bacino territoriale, con l’articolo 14 della Legge n. 19 del 23 dicembre 2010 ha modifi-

cato la Legge regionale n. 26 del 12 dicembre 2003, inserendo l’articolo 53-bis il quale, tra le

altre, contiene disposizioni in merito alla prosecuzione temporanea dell’esercizio, ai profili

proprietari susseguenti la scadenza degli affidamenti in essere, e all’esercizio delle infrastrut-

ture e degli impianti. A seguito di ciò, con Delibera n. 1205 del 29 dicembre 2010, la Giunta

Regionale, dando prima attuazione delle disposizioni sopra citate, ha disposto la “prosecuzio-

ne temporanea” da parte di A2A S.p.A. dell’esercizio delle derivazioni e degli impianti idroelet-

trici di Stazzona, Lovero e Grosotto, scadute al 31 dicembre 2010. La Delibera ha confermato

altresì l’obbligo di corrispondere i canoni e i sovracanoni previsti e di effettuare i lavori di

manutenzione ordinaria e straordinaria previsti dal citato art. 53-bis; inoltre ha demandato a

successiva deliberazione – non assunta sino ad oggi – la possibile determinazione, tra l’altro, di

un canone aggiuntivo da corrispondere a partire dal 1° gennaio 2011.

Tale delibera è stata oggetto di ricorso al Tribunale Superiore delle Acque Pubbliche (TSAP) da

parte di A2A S.p.A. e di altri operatori.

Inoltre, a seguito dell’impugnazione da parte del Governo di alcune disposizioni di tale Legge,

la Corte Costituzionale con sentenza n. 339/2011 ha dichiarato l’incostituzionalità delle norme

impugnate. Di conseguenza restano in vigore, tra l’altro, i commi 4 e 5 dell’art. 53-bis introdot-

to con la legge appena citata che prevedono la prosecuzione temporanea dell’esercizio per le


Filiera Energia

170

concessioni scadute a fine 2010 e la possibilità per la Giunta Regionale di disporre condizioni di

esercizio aggravate durante tale periodo, anche sotto il profilo economico. Tali commi, infatti,

non sono stati impugnati dal Governo con il ricorso nei confronti del quale la Corte si è recen-

temente pronunciata, ma da A2A S.p.A. con ricorso incidentale nell’ambito del giudizio pro-

mosso contro la Delibera di Giunta Regionale n. 1205 del 29 dicembre 2010 avanti al TSAP, il

quale ad oggi, non si è ancora pronunciato in merito.

A tale proposito il Governo, con il Decreto Legge del 22 giugno 2012 n. 83 (cd. D.L. Crescita),

convertito con modificazioni dalla Legge 7 agosto 2012 n.134 pubblicata in Gazzetta

Ufficiale n. 187 del 11 agosto 2012, ha dettato alcune norme finalizzate ad agevolare lo svol-

gimento delle gare.

In particolare l’art. 37, comma 4, di modifica dell’art. 12 comma 1 del D.Lgs. 16 marzo 1999 n.

79, dopo aver confermato il termine dei 5 anni prima della scadenza della concessione quale

limite temporale entro il quale indire le gare, prevede che le concessioni abbiano una durata di

20 anni, estendibile fino ad un massimo di 30 anni in relazione all’entità degli investimenti con-

nessi ed ai criteri che saranno stabiliti dall’emanando decreto ministeriale di cui al comma 2

dell’art. 12 del D.Lgs. n. 79/99 e s.m.i..

Per quanto concerne la modalità di passaggio della concessione dal gestore uscente all’en-

trante, il legislatore ha optato per la cessione di ramo d’azienda a fronte di un corrispettivo

predeterminato e concordato tra il gestore uscente e l’amministrazione concedente prima

della fase di offerta, e reso noto nel bando di gara. L’importo di tale corrispettivo dovrà essere

calcolato applicando il criterio del valore di mercato (inteso come valore di ricostruzione a

nuovo diminuito nella misura dell’ordinario degrado) per la valorizzazione dei beni materiali

oggetto del trasferimento diversi da quelli di cui all’articolo 25, comma 1, del Testo Unico di cui

al Regio Decreto 11 dicembre 1933, n. 1775 (ovvero le opere diverse da quelle di ritenuta, rac-

colta, derivazione, adduzione e scarico), mentre i beni di cui al citato articolo 25, comma 1,

saranno valorizzati con un importo determinato sulla base del costo storico rivalutato, dimi-

nuito nella misura dell’ordinario degrado e previa deduzione dei contributi pubblici eventual-

mente erogati per la realizzazione di tali opere.

Il compito di definire i parametri tecnico-economici per la determinazione del corrispettivo e

dell’importo spettanti al concessionario uscente è affidato al decreto ministeriale che dovrà

dettare la disciplina attuativa di dettaglio, previo parere dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il

Gas. In caso di mancato accordo circa l’entità del corrispettivo e dell’importo, tra il concessio-

nario uscente e l’Amministrazione concedente, è previsto il ricorso ad un arbitrato.

È, inoltre, previsto un regime transitorio speciale per l’indizione delle gare relative alle con-

cessioni già scadute alla data di entrata in vigore della legge di conversione del decreto, e


Filiera Energia

171


Filiera Energia

per quelle in scadenza entro il 31 dicembre 2017 (ovvero per le quali è impossibile il rispetto

del periodo di 5 anni per l’indizione delle gare). Tali gare dovranno essere indette entro due

anni dalla data di entrata in vigore del decreto ministeriale attuativo di cui al comma 2 del-

l’art. 12 del D.Lgs. 16 marzo 1999, n. 79 e s.m.i., e la nuova concessione decorrerà dal termine

del quinto anno successivo alla scadenza originaria e comunque non oltre il 31 dicembre

2017.

I soggetti incaricati di indire le future gare sono identificati nelle Regioni e nelle Provincie

Autonome, le quali potranno fissare nella misura almeno del 20% la percentuale del canone di

concessione pattuito da destinare alla riduzione dei costi dell’energia elettrica a beneficio dei

clienti finali rientranti nel proprio territorio, secondo modalità da stabilirsi con un ulteriore e

distinto DM attuativo, il quale dovrà fissare i criteri generali di economicità e ragionevolezza

secondo i quali ciascuna Regione dovrebbe poi teoricamente, e senza un termine, stabilire un

valore massimo per il canone di concessione.

Infine, con Decreto del 30 novembre 2011 del Ministero dell’ambiente e della tutela del terri-

torio e del mare, sono stati determinati i sovracanoni Bacini Imbriferi Montani (BIM) per le

concessioni di derivazione d’acqua per produzione di forza motrice per il biennio 1° gennaio

2012 - 31 dicembre 2013. In particolare, l’importo del sovracanone a carico dei concessionari di

derivazioni d’acqua per produzione di forza motrice con potenza nominale media superiore a

220 kW e fino a 3.000 kW è pari a 22,13 euro per ogni kW di potenza nominale media, mentre

per potenze superiori a 3.000 kW l’importo è fissato in 29,40 euro. Contestualmente l’Agenzia

del Demanio, con Decreto del 30 novembre 2011, ha determinato, per il medesimo biennio e le

medesime classi di potenza, l’ammontare dei sovracanoni per impianti idroelettrici, pari

rispettivamente a 5,53 euro e a 7,35 euro. Come precedentemente ricordato, a seguito dell’e-

manazione del sopra citato D.L. Crescita, così come convertito dalla Legge 7 agosto 2012 n.134,

la disciplina dei canoni di concessione ad uso idroelettrico dovrebbe essere sottoposta a revi-

sione, tramite un opportuno DM attuativo.

Canoni per le concessioni relative a derivazioni d’acqua

Con la Legge Regionale n. 22/2011, a partire dall’annualità 2012, l’importo unitario del canone

dovuto alla Regione per le derivazioni d’acqua con portata superiore a trenta moduli (3.000

l/s) impegnate ad uso industriale, ivi compreso il raffreddamento di impianti termoelettrici, è

fissato pari a 34.000 euro per modulo d’acqua.

Tale disposizione regionale risulta impattante con riferimento alle derivazioni termoelettriche

di raffreddamento delle centrali termoelettriche di Cassano d’Adda e di Ponti sul Mincio.

172


Filiera Energia

Remunerazione della capacità produttiva

Il meccanismo transitorio di remunerazione della capacità produttiva, definito dalla Delibera

dell’Autorità n. 48/04, prevede il riconoscimento di un corrispettivo certo ai soggetti che ren-

dono disponibile capacità produttiva per le esigenze di equilibrio del sistema nei giorni ad alta

e media criticità, e di un ulteriore corrispettivo, erogato qualora i ricavi effettivi conseguiti dal

singolo produttore nei mercati elettrici risultino, su base annua, inferiori ad un livello di riferi-

mento posto pari ai ricavi che il medesimo produttore avrebbe ottenuto nel precedente regi-

me amministrato.

Con la Delibera ARG/elt 166/10 è stata successivamente rivista la formula per il calcolo dell’ul-

teriore corrispettivo, di cui all’art. 48 dell’allegato A alla Delibera n. 111/06, ritenuto discrimi-

nante e distorsivo dei meccanismi di funzionamento dei mercati di riferimento.

A seguito dei ricorsi presentati da alcuni operatori, tra cui A2A Trading, per l’abrogazione di

tale previsione (rispettivamente R.G. n. 3079/2010, n. 3099/2010, n. 3104/2010 e n. 3105/2010),

il TAR Lombardia, all’esito dell’udienza dello scorso 24 maggio ed “al fine di una esatta com-

prensione delle finalità e delle modalità che presidiano il nuovo criterio di calcolo del corri-

spettivo Si(3)”, ha ritenuto necessario disporre l’interrogatorio libero dell’Amministrazione

resistente, avvenuto lo scorso 5 luglio .

Nel frattempo, con Delibera ARG/elt 98/11, a chiusura delle numerose consultazioni succedu-

tesi sul tema, l’Autorità ha definito i criteri e le condizioni per la disciplina del sistema di remu-

nerazione della disponibilità di capacità produttiva di energia elettrica a regime. Ai sensi degli

articoli 1 e 2 del Decreto Legislativo n. 379/03, in base a tali criteri Terna dovrà elaborare una

proposta per la disciplina del sistema, che sarà sottoposta all’approvazione con decreto da

parte del Ministero dello sviluppo economico, sentita l’Autorità. Il sistema così adottato sosti-

tuirà la regolazione attualmente vigente per il periodo transitorio, a partire dal primo anno di

consegna dei contratti standard di approvvigionamento di capacità previsti dal nuovo regola-

mento.

Il Decreto Legge n. 83 del 22 giugno 2012, “Misure urgenti per la crescita del Paese” (cd. DL

Crescita), ha disposto che, al fine di garantire una maggiore efficienza delle infrastrutture

energetiche nazionali e contenere gli oneri indiretti dovuti alla crescita delle fonti rinnovabili

non programmabili, l’Autorità per l’energia elettrica e gas entro 90 giorni dall’entrata in vigore

del provvedimento definisse le modalità per la selezione e remunerazione dei servizi di flessi-

bilità assicurati dagli impianti di produzione abilitati.

(3) Il corrispettivo Si è la componente della remunerazione della disponibilità di capacità integrativa dei ricavi conseguiti dal singoloproduttore.

173


Filiera Energia

Risorse essenziali per la sicurezza del sistema elettrico

Nell’ambito della gestione degli impianti essenziali, l’Autorità, con Delibera n. 298/2012/R/eel,

ha determinato gli importi dell’acconto del corrispettivo di reintegrazione dei costi per l’anno

2011, disponendo, a tale proposito, che Terna riconoscesse a EDIPOWER, con riferimento agli

impianti San Filippo del Mela 150 kV e San Filippo del Mela 220 kV, l’acconto previsto dall’art.

65.30 della Delibera n. 111/06. Il sopra citato provvedimento ha altresì provveduto a prorogare

ulteriormente i termini relativi alle comunicazioni finalizzate al regime di reintegrazione dei

costi per l’anno 2012.

Incentivazione produzione da rinnovabili

In data 29 marzo è entrato in vigore il D.Lgs. n. 28/2011, di attuazione della Direttiva Europea

2009/28/CE sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili.

Le principali misure previste potranno essere attuate solo a seguito dell’emanazione di ulte-

riori decreti ministeriali (per la maggior parte a cura di MSE e MinAmbiente).

In particolare, con il Decreto 6 Luglio 2012 “Attuazione dell’articolo 24 del D.Lgs. 3 marzo 2011 n.

28, recante incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti a fonti rinnovabili

diverse dai fotovoltaici”, il Ministero dello Sviluppo Economico ha determinato le modalità per

l’attuazione dei sistemi incentivanti la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili relativa-

mente agli impianti che entreranno in esercizio dal 1° gennaio 2013. Le disposizioni definite nel

Decreto si applicheranno nei confronti degli impianti di produzione di energia elettrica alimenta-

ti da fonti rinnovabili diversi dagli impianti fotovoltaici, aventi potenza non inferiore a 1 kW e che

entreranno in esercizio in data successiva al 31 dicembre 2012. Il decreto prevede inoltre, relativa-

mente agli impianti che producono energia elettrica da fonte rinnovabile entrati in esercizio

entro il 31 dicembre 2012, i quali hanno maturato il diritto a fruire dei Certificati Verdi, il riconosci-

mento di un incentivo sulla produzione netta per il residuo periodo di diritto successivo al 2015.

Tali meccanismi di incentivazione previsti dal decreto non potranno essere cumulati con altre

forme pubbliche di sostegno.

Prezzo di offerta Certificati Verdi nella titolarità del Gse - anno 2012

Con Delibera 11/2012/R/efr, in applicazione dei criteri di cui alla Delibera ARG/elt 24/08,

l’Autorità ha determinato il prezzo di offerta dei Certificati Verdi nella titolarità del Gse per

l’anno 2012, nella misura di 74,72 €/MWh (per il 2011, ai sensi della Delibera ARG/elt 5/11, tale

valore era stato fissato pari a 66,90 €/MWh).

174

Ai sensi dell’articolo 25 comma 4 del D.Lgs. 28/2011, il Gse ritira annualmente i Certificati Verdi

(CV) rilasciati con riferimento all’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili dal 2011 al

2015, eventualmente eccedenti quelli necessari al rispetto della quota d’obbligo, ad un prezzo

di ritiro pari al 78% del valore risultante dalla differenza tra 180 €/MWh e il valore medio annuo

del prezzo di cessione dell’energia elettrica registrato nell’anno precedente e definito

dall’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas. Con riferimento all’anno 2012, il Gse ha fissato il

prezzo di offerta dei CV nella propria titolarità pari a 105,28 €/MWh, al netto di IVA, mentre il

prezzo di ritiro dei CV rilasciati con riferimento all’energia elettrica prodotta da fonti rinnova-

bili nell’anno 2011, è stato fissato pari a 82,12 €/MWh, al netto di IVA (78% del prezzo di offerta

dei CV del Gse). Il prezzo di ritiro dei CV rilasciati con riferimento all’energia elettrica prodotta

da impianti di cogenerazione abbinati a reti di teleriscaldamento è stato, infine, fissato pari a

84,34 €/MWh, al netto di IVA.

Riconoscimento degli oneri derivanti dalla produzione da impianti ali-mentati da fonti assimilate alle rinnovabili

Con Delibera n.113/06 l’Autorità riconosce, ai sensi del titolo II, punto 7 bis, del provvedimento

CIP n. 6/92, gli oneri derivanti dall’articolo 11 del Decreto Legislativo n. 79/99, limitatamente

all’energia elettrica prodotta da impianti alimentati da fonti assimilate alle rinnovabili non in

grado di soddisfare la definizione di cogenerazione di cui alla Deliberazione n. 42/02, e ceduta

al Gse in forza del titolo II, del medesimo provvedimento, nell’ambito di convenzioni di cessio-

ne. Con Delibera 81/2012/R/eel, ai fini dell’applicazione della Delibera n.113/06, l’Autorità ha

determinato il valore del corrispettivo Vm riconosciuto per ciascun Certificato Verde relativo

all’anno 2012, pari a 52,14 €/MWh.

Emissions Trading

Ai sensi della Direttiva Europea 2003/87/CE, dal 1° gennaio 2005 i gestori di impianti che emet-

tono in atmosfera CO2 devono essere muniti di un’autorizzazione a tal fine rilasciata

dall’Autorità nazionale competente, e coprire le proprie emissioni con equivalenti diritti, in

parte rilasciati a titolo gratuito in base al disposto del Piano di Allocazione delle Emissioni

adottato per ciascun Paese.

Con Decreto Legge 20 maggio 2010 n. 72 sono state adottate misure urgenti per l’assegnazio-

ne di quote di emissione di CO2 destinate a impianti entrati in funzione dopo l’adozione del

Piano Nazionale di Assegnazione (PNA) riferito al secondo periodo di applicazione (2008-

2012) dell’Emissions Trading System europeo (cd. nuovi entranti).


Filiera Energia

175


Filiera Energia

Con Delibera ARG/elt n. 117/10 l’Autorità ha stabilito che i crediti spettanti ad ogni soggetto

avente diritto siano definiti, annualmente, sulla base della quantità di quote ad essa trasmesse

dal Comitato Nazionale per la gestione della direttiva 2003/87/CE, riconoscendo una valorizza-

zione per ogni quota di emissione che tenga conto delle medie aritmetiche dei prezzi giorna-

lieri dei titoli EUA e dei volumi scambiati nei principali mercati organizzati europei.

L’assegnazione delle quote di CO2 ai gestori degli impianti disposta dall’Autorità nazionale

competente è determinata con riferimento a ciascuno dei periodi previsti dal D.Lgs. n.

216/2006. Attualmente è in vigore la Decisione di assegnazione per il periodo 2008-2012.

Con Deliberazione 139/2012/R/efr l’Autorità ha definito i crediti spettanti per l’anno 2011 ai

gestori degli impianti o parti di impianti riconosciuti come “nuovi entranti” fino al 2010, che

non hanno ricevuto quote di emissione di CO2 a titolo gratuito. Con riferimento all’impianto di

Canavese di proprietà della società A2A Calore e Servizi S.r.l. sono state riconosciute 56.285

quote di CO2 relative all’anno 2011. È stato riconosciuto un valore Peua per ogni quota di CO2pari a 13,08 euro, per un credito totale di 736.207,80 euro.

È stato infine pubblicato in GU n. 224 del 26 settembre 2011 il DPR 11 luglio 2011, n. 157, che ha

adottato il Regolamento di esecuzione del Regolamento (CE) n. 166/2006 relativo all’istituzio-

ne di un Registro europeo delle emissioni e dei trasferimenti di sostanze inquinanti e che

modifica le Direttive 91/689/CEE e 96/61/CE.

Green Pricing

Con Delibera ARG/elt n. 104/11, l’Autorità ha definito le informazioni necessarie in ogni contrat-

to di vendita di energia rinnovabile, siglato a decorrere dal 1° ottobre 2011 con riferimento

all’energia elettrica fornita ai clienti finali a decorrere dal 1° gennaio 2012, affinché la stessa

quantità di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili non venga computata in più contratti

di energia verde.

L’Autorità ha previsto che, a tal fine, vengano utilizzate esclusivamente le Garanzie di Origine

(GO) di cui alla Direttiva 2009/28/CE e che, nelle more dell’entrata in vigore delle disposizioni

previste dal Decreto Legislativo n. 28/11, si utilizzino i titoli CO-FER di cui al Decreto

Ministeriale del 31 luglio 2009. Le società di vendita potranno comunque utilizzare altri stru-

menti e marchi di certificazione di natura volontaria, fermo restando che ogni contratto di

vendita di energia rinnovabile dovrà essere comprovato dalle GO. Sono state, quindi, introdot-

te alcune modifiche al Codice di condotta commerciale, per quanto attiene alla predisposizio-

ne del materiale promozionale ed informativo delle offerte di energia, nonché alcune previsio-

ni in merito ai prospetti che con cadenza quadrimestrale il venditore è tenuto a pubblicare in

bolletta.

176


Filiera Energia

Con Delibera ARG/elt n. 179/11 l’Autorità ha sancito l’avvio della disciplina approvando la proce-

dura tecnica e le procedure concorrenziali redatte dal Gse e finalizzate rispettivamente all’ap-

plicazione delle disposizioni contenute nella sopra citata Delibera ARG/elt n. 104/11, ed all’asse-

gnazione delle Garanzie di Origine nella disponibilità del medesimo Gse.

In data 20 giugno si sono svolte, nell’ambito della piattaforma del Gse, tali procedure concor-

renziali, le quali hanno registrato una scarsa partecipazione da parte degli operatori (sono

stati assegnati 551 MWh rispetto ai 6 GWh offerti nella sessione d’asta, poco più del 9%).

Infine, con Decreto 6 Luglio 2012 “Attuazione dell’articolo 24 del D.Lgs. 3 marzo 2011 n. 28,

recante incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti a fonti rinnovabili

diverse dai fotovoltaici”, il Ministero dello Sviluppo Economico ha dato mandato al Gse di defi-

nire le modalità di rilascio, riconoscimento e utilizzo delle Garanzie d’Origine dell’energia elet-

trica da fonti rinnovabili in conformità alle disposizioni di cui all’art. 16 della Direttiva

2009/28/CE, nonché di cui all’art. 34 del D.Lgs. n. 28/11.

Regolazione settore energia elettrica in Montenegro

L’Agenzia Regolatoria per l’Energia (RAE), l’organismo autonomo e indipendente con funzioni

di regolazione del settore dell’energia, in coerenza con le indicazioni del Governo e sulla base

delle disposizioni contenute nella Legge sull’Energia, ha prima posto in consultazione e poi

approvato, a fine 2011, la nuova metodologia per la determinazione delle tariffe di trasmissio-

ne e distribuzione dell’energia elettrica, nonché la metodologia di definizione dei prezzi di

vendita dell’energia ai clienti finali. In seguito, nel mese di febbraio 2012, l’Agenzia ha apporta-

to alcune variazioni alla normativa con le quali, tra l’altro, ha posticipato al 1° agosto 2012 l’av-

vio del periodo regolatorio, ed ha modificato la modalità di calcolo del costo dell’energia cedu-

ta ai clienti finali, limitatamente alla quota generata da fonti domestiche.

La nuova metodologia introduce nella normativa montenegrina elementi regolatori analo-

ghi a quelli vigenti nei principali paesi europei, quali la definizione di periodi regolatori plu-

riennali, l’introduzione di metodologie di valorizzazione del capitale e del tasso di remune-

razione, e l’efficientamento del settore mediante l’introduzione del metodo del price-cap.

Nel dettaglio, il primo periodo regolatorio decorrerà dal 1° agosto 2012 ed avrà una durata

di tre anni. Per il primo anno il Wacc, pari al 6,8%, sarà applicato al capitale investito netto

ossia al valore degli assets in esercizio al termine dell’anno t-1, valutati al netto di eventuali

contributi percepiti, e rivalutati per l’inflazione. L’aggiornamento annuale del capitale

avverrà in base ai piani di investimento approvati dall’Agenzia, mentre l’ammortamento

sarà calcolato sulle vite utili incluse nei documenti da inviare all’Agenzia al momento della

richiesta di approvazione delle tariffe.

177

I costi operativi, saranno calcolati applicando altresì una logica di profit-sharing, a partire dai

dati inviati dalla società all’Agenzia.

Contestualmente, nel mese di dicembre 2011 l’Agenzia ha pubblicato le tariffe, determinate

sulla base della previgente metodologia, che saranno valide a partire dal 1° gennaio 2012 fino

alla conclusione del periodo transitorio.

Recente evoluzione normativa nel settore del gas naturale

Mercato upstream gas

Disciplina del bilanciamento di merito economico del gas naturale

In data 1° dicembre 2011 è stata avviata la disciplina del bilanciamento di merito economico

definita dalla Delibera ARG/gas 45/11.

Le prime analisi effettuate con riferimento agli esiti della piattaforma del mercato di bilancia-

mento del gas (PB-Gas) hanno evidenziato un mercato caratterizzato dalla presenza di circa

60 operatori attivi ed un buon livello di liquidità, il prezzo determinatosi in esito alle sessioni

del mercato del bilanciamento si è, infatti, dimostrato in linea con le quotazioni operate al PSV.

Tuttavia, durante i primi 15 giorni del mese di febbraio, a fronte del perdurare di condizioni

metereologiche particolarmente avverse, ed a seguito della dichiarazione di emergenza dispo-

sta dal Ministero dello Sviluppo Economico in data 6 febbraio 2012, tali prezzi non hanno rileva-

to la carenza di gas del sistema nazionale. Ciò in ragione del fatto che il mercato del bilanciamen-

to quota essenzialmente il valore del gas detenuto in stoccaggio, il quale non è risultato critico

nel periodo in oggetto, e non il valore associato alla disponibilità complessiva di gas nel sistema.

Al fine di ovviare al difetto sopra descritto l’Autorità, con Deliberazione 32/12/R/gas, ha intro-

dotto un disallineamento dei prezzi in esito al mercato del bilanciamento in caso di crisi per

carenza di gas, definendo un regime amministrato di prezzi da implementarsi in tali casistiche.

Successivamente, con Delibera 289/2012/R/gas, l’Autorità è nuovamente intervenuta in mate-

ria introducendo alcune disposizioni funzionali alla gestione dei casi di emergenza per eccesso

di gas in rete. In tali casistiche l’Autorità ha disposto che il prezzo di sbilanciamento sia posto

pari a zero, che la capacità di iniezione non utilizzata e messa a disposizione del sistema sia

valorizzata, ed infine che il responsabile del bilanciamento renda disponibili determinate

informazioni aggiuntive agli operatori in merito all’approssimarsi di condizioni di emergenza

per eccesso di gas.

Nella direzione di una evoluzione della disciplina semplificata, introdotta con la sopra citata

Delibera ARG/gas 45/11, nel mese di aprile è stata avviata la sperimentazione dell’utilizzo delle


Filiera Energia

178

risorse di stoccaggio gestite da Edison Stoccaggio nell’ambito della piattaforma di bilancia-

mento PB-Gas, finora limitata alle risorse gestite da Stogit.

Permane infine, a seguito dei ricorsi degli operatori, il contesto di incertezza normativa relati-

vamente alla disciplina delle garanzie richieste agli operatori al fine di operare nel mercato del

bilanciamento.

Con le Delibere nn. 282/2012/R/gas, 321/2012/R/gas e 351/2012/R/gas, l’Autorità è nuovamente

intervenuta in materia di garanzie gas. A seguito della sospensione del sistema di garanzie a

copertura dell’esposizione del sistema nei confronti del cliente disposta dalle ordinanze del

TAR Lombardia, nel periodo 1° dicembre 2011-31 maggio 2012 il mercato del bilanciamento si

era trovato ad operare in assenza di un sistema di garanzie. Al fine di consentire al responsabile

del bilanciamento il recupero dei crediti non riscossi l’Autorità ha provveduto ad aggiornare il

corrispettivo unitario variabile CVBL istituito con Deliberazione ARG/gas 155/11 avviando un’in-

dagine conoscitiva.

Dal 2 agosto 2012, il responsabile del bilanciamento ha messo a punto il previsto upgrade del

sistema, in grado di consentire la verifica ex-ante della coerenza tra le transazioni effettuate e

la posizione creditizia verso il sistema gas.

Riassetto del mercato

Con Delibera 249/2012/R/gas l’Autorità ha provveduto ad estendere l’applicazione del servizio

di default, introdotto con Delibera ARG/gas 99/11 con riferimento ai punti di riconsegna allac-

ciati alle reti di distribuzione, anche ai punti di riconsegna allacciati alla rete di trasporto rima-

sti privi del venditore a seguito della risoluzione del contratto di trasporto o del mancato con-

ferimento della relativa capacità di trasporto, e per i quali non sia possibile attivare il Fornitore

di Ultima Istanza (FUI). Tale servizio è posto in capo al Responsabile del bilanciamento, il quale,

diversamente da quanto previsto per i PdR allacciati alla rete di distribuzione, anziché fornire

direttamente tali punti, ha la facoltà di organizzare e svolgere autonomamente procedure

concorsuali a evidenza pubblica finalizzate alla selezione di uno o più fornitori che si impegni-

no ad assumere la qualifica di utenti del servizio di trasporto e bilanciamento nel caso in cui si

verifichino situazioni di prelievi diretti (cd. fornitori transitori).

A seguito del diniego espresso dal FUI a svolgere tale servizio in mancanza di una adeguata

copertura del rischio connesso, con le Delibere nn. 306/2012/R/gas e 363/2012/R/gas, l’Autorità

ha provveduto a definire appositi meccanismi di copertura del rischio di mancato pagamento,

prevedendo a tale proposito l’applicazione di corrispettivi applicabili ai soggetti che usufrui-

scono del servizio, differenziati per i PdR sulla rete di trasporto Servizio di Default Trasporto

(SdDT) e PdR allacciati alla rete di distribuzione.


Filiera Energia

179

La sopra citata Delibera 363/2012/R/gas ha infine provveduto ad approvare le procedure di

selezione del fornitore transitorio del sistema di trasporto, a seguito della quale, nel mese di

settembre 2012, relativamente all’a.t. 2012-2013, è stata resa pubblica la graduatoria dei

Fornitori Transitori, designando a tale fine le società ENI Gas & Power e Italtrading.

Fornitura gas

Condizioni economiche servizio di tutela

È tuttora in corso il contenzioso in merito alla Delibera ARG/gas 89/10, approvata nel mese di

giugno 2010, con la quale l’AEEG ha modificato il metodo di aggiornamento del prezzo della

fornitura gas per il servizio di tutela applicando un coefficiente riduttivo k alla componente

indicizzata della QE (corrispettivo variabile a copertura dei costi di approvvigionamento).

Tale revisione è stata peraltro confermata dalla Delibera ARG/gas 77/11, la quale ha disposto la

proroga fino al 30 settembre 2012 del meccanismo previsto dalla Delibera ARG/gas 89/10,

sebbene il valore del coefficiente k sia stato modificato (da 0,925 a 0,935). L’udienza di merito

in relazione a tale contenzioso è prevista per il prossimo 29 gennaio 2013. A tale proposito si

segnala che il Consiglio di Stato, con Sentenza n. 5144/2012, è intervenuto in materia di tariffe

di fornitura gas ritenendo pienamente legittimo l’operato dell’AEEG in occasione dell’ema-

nazione della Delibera n. 79/07, smentendo quindi la sentenza del TAR Lombardia che aveva,

invece, ritenuto le misure regolatorie introdotte dall’AEEG non rispettose del principio di

proporzionalità.

Con Deliberazione 116/2012/R/gas l’AEEG è poi nuovamente intervenuta nel processo di revi-

sione della metodologia di determinazione delle condizioni economiche di fornitura del gas

naturale per il servizio di tutela (componente CCIt), al fine di dare prima attuazione all’articolo

13 del Decreto Legge n. 1/12 “Disposizioni urgenti per la concorrenza, lo sviluppo delle infra-

strutture e la competitività” (cd. D.L. Liberalizzazioni), il quale introduce, all’articolo sopra

citato, il riferimento ai valori di mercato europei tra i parametri per l’aggiornamento a partire

dal secondo trimestre 2012.

Il provvedimento, pur mantenendo l’attuale struttura della componente CCIt articolata nella

somma dei due elementi QCI (corrispettivo fisso a copertura di altri oneri di commercializza-

zione del gas all’ingrosso) e QEt (corrispettivo variabile a copertura dei costi di approvvigiona-

mento del gas nel trimestre t), ridefinisce i criteri di determinazione di quest’ultimo introdu-

cendo un riferimento ai prezzi che si formano sui mercati a breve termine (hub virtuale TTF -

Title Transfer Facility). La quota indicizzata al riferimento di mercato viene fissata pari al 3%

per il secondo trimestre 2012, e pari al 4% per il terzo trimestre 2012.


Filiera Energia

180

Successivamente l’Autorità, con Deliberazione 263/2012/R/gas, confermando gli orientamenti

dei precedenti provvedimenti ha determinato la componente relativa alla commercializzazio-

ne all’ingrosso (CCIt), da applicare con decorrenza 1° ottobre 2012, come somma del corri-

spettivo fisso QCI (confermandone il precedente valore e suddividendolo nelle componenti

QCItint - a copertura dei costi di natura infrastrutturale - e QCIgross - a copertura dei rima-

nenti costi connessi alla commercializzazione all’ingrosso) e del corrispettivo variabile QEt,

calcolato sulla base di un indice take or pay (Ptop, determinato sulla base di un campione di

riferimento composto dagli operatori con una quota di mercato all’ingrosso superiore al 10%,

e dai contratti caratterizzati da un volume pari a 20.000 GWh), e di un indice di mercato

(Pmkt, legato all’andamento dell’hub olandese TTF) la cui incidenza è posta pari al 5%.

Provvedimenti comuni ai due settori (energia elettrica e gas)

Tutela dei clienti finali

Dal 1° gennaio 2011 è in vigore il Codice di condotta commerciale introdotto con Delibera

ARG/com 104/10 che trova applicazione nel caso in cui venga proposto, da qualsiasi esercente

la vendita, un contratto di fornitura nel libero mercato a clienti finali alimentati in BT e/o con

consumi di gas naturale non superiori a 200.000 Smc/anno.

Con Delibera ARG/gas 71/11 l’Autorità, sulla base di quanto stabilito dal D.Lgs. n. 93/11, ha modi-

ficato la Delibera ARG/gas 64/09 e ridefinito il perimetro dei clienti finali aventi diritto al servi-

zio di tutela estendendolo anche ai clienti non domestici con consumo annuo inferiore a

50.000 Smc ed, indipendentemente dal loro consumo, alle attività di servizio pubblico. Con

Delibera 317/2012/R/com, in ottemperanza a quanto previsto dal D.Lgs. n. 93/11 in tema di moni-

toraggio del grado e dell’efficacia di apertura dei mercati al dettaglio dell’energia elettrica e

del gas, l’Autorità ha avviato un’indagine conoscitiva relativamente alle condizioni di vendita al

dettaglio ai clienti di piccole dimensioni serviti sul mercato libero.

A seguito della rapida diffusione nel mercato libero del fenomeno dei contratti e delle attiva-

zioni non richiesti di fornitura di energia elettrica e/o gas naturale, a danno principalmente dei

clienti considerati vulnerabili, l’Autorità, con Deliberazione 153/2012/R/com, ha definito speci-

fiche misure di natura preventiva e ripristinatoria finalizzate a prevenire tale fenomeno. Con la

Delibera 260/2012/E/com, l’Autorità ha poi istituito, presso lo Sportello del Consumatore, il

Servizio Conciliazione Clienti Energia, con il compito di gestire la risoluzione stragiudiziale

delle controversie attraverso la conciliazione tra cliente finale ed esercente quale procedura

alternativa di risoluzione delle controversie tra imprese erogatrici del servizio di vendita e di

distribuzione e clienti finali.


Filiera Energia

181


Filiera Energia

Si segnala infine che, con riferimento al sopra citato fenomeno dei contratti e delle attivazioni

non richiesti di fornitura di energia elettrica e/o gas naturale, l’Antitrust ha pubblicato un rego-

lamento recante le procedure istruttorie in materia di pubblicità ingannevole e comparativa,

pratiche commerciali scorrette e clausole vessatorie.

Integrità e trasparenza nel mercato all’ingrosso: il Regolamento europeo REMIT

Il nuovo Regolamento UE n. 1227/2011, concernente l’integrità e la trasparenza del mercato del-

l’energia all’ingrosso (REMIT), è finalizzato ad istituire un quadro giuridico uniforme a livello

europeo per la prevenzione degli abusi e delle manipolazioni del mercato nel settore energe-

tico del gas e dell’elettricità.

Tra le principali previsioni, il REMIT reca il divieto di porre in essere abusi di mercato nella

forma di “speculazione sulla base di informazioni privilegiate (insider trading)” e di “manipo-

lazione di mercato” per i prodotti energetici all’ingrosso, nonché impone agli operatori di ren-

dere note le cd. “informazioni privilegiate”. L’organo deputato al monitoraggio sulle operazio-

ni di mercato è l’Agenzia per la Cooperazione tra i Regolatori Nazionali dell’Energia (ACER).

Ad esclusione di alcuni specifici articoli, il 28 dicembre scorso sono entrate in vigore buona

parte delle disposizioni contenute nel regolamento REMIT tra cui in particolare, l’obbligo di

pubblicità delle informazioni privilegiate che ricade su tutti i soggetti che eseguano operazioni

in uno o più mercati energetici all’ingrosso, e che prevede che siano rese pubbliche le “infor-

mazioni privilegiate” di cui un operatore disponga in relazione ad un proprio impianto o ad una

propria attività.

A tale proposito l’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato si è espressa negativa-

mente, ritenendo che, in un contesto come quello italiano caratterizzato da un oligopolio nel

mercato della produzione di energia elettrica, un’eccessiva trasparenza delle informazioni

avrebbe facilitato esiti collusivi e comportamenti opportunistici volti a trarre vantaggio dalla

tempestiva rivelazione delle informazioni da parte di imprese diverse da quelle che hanno

pubblicato le informazioni privilegiate.

Nel frattempo L’Agenzia per la cooperazione dei regolatori energetici europei (Acer) ha avvia-

to una consultazione relativamente al formato delle informazioni che dovranno essere tra-

smesse dagli operatori sulla base del REMIT, mentre il GME ha avviato una consultazione fina-

lizzata alla definizione della piattaforma centralizzata, da esso organizzata e gestita, funzionale

all’adempimento dei nuovi obblighi in capo agli operatori.

182


Filiera Energia

Dati quantitativi - settore energia elettrica

Di seguito si riporta una sintesi dei dati quantitativi relativi alla Filiera Energia.

3° Trim. 3° Trim. GWh 30 09 2012 30 09 2011 Variazioni % 2012 2011 2012/2011

FONTI

4.884 3.145 Produzioni nette 9.862 8.825 1.037 11,8%

3.635 2.168 – produzione termoelettrica 7.173 6.208 965 15,5%

1.249 977 – produzione idroelettrica 2.689 2.617 72 2,8%

8.440 8.642 Acquisti 25.581 27.091 (1.510) (5,6%)

724 687 – acquirente unico 2.226 2.189 37 1,7%

2.753 3.006 – borsa 7.908 8.528 (620) (7,3%)

2.877 3.449 – mercati esteri 9.339 11.130 (1.791) (16,1%)

2.086 1.500 – altri acquisti 6.108 5.244 864 16,5%

13.324 11.787 TOTALE FONTI 35.443 35.916 (473) (1,3%)

USI

724 687 Vendite mercato tutelato 2.226 2.189 37 1,7%

5.498 4.901 Vendite a clienti idonei e grossisti 14.558 14.603 (45) (0,3%)

4.348 3.388 Vendite in borsa 9.736 10.024 (288) (2,9%)

2.754 2.811 Vendite mercati esteri 8.923 9.100 (177) (1,9%)

13.324 11.787 TOTALE USI 35.443 35.916 (473) (1,3%)

Nota: i dati relativi alle vendite sono riportati al lordo delle perdite. Non sono inclusi i dati quantitativi relativi al Gruppo EPCG.

Nel periodo in esame la produzione di energia elettrica del Gruppo è stata pari a 9.862 GWh, a

cui si aggiungono acquisti per 25.581 GWh, per una disponibilità complessiva di 35.443 GWh.

La produzione, che include dal mese di giugno, il 77%(4) della produzione degli impianti termoe-

lettrici ed idroelettrici di proprietà di Edipower S.p.A., è risultata in crescita dell’11,8% rispetto

ai primi nove mesi del 2011.

In particolare, nel periodo in esame, sia la produzione termoelettrica (7.173 GWh) che la pro-

duzione idroelettrica (2.689 GWh) sono risultate in crescita rispettivamente del 15,5% e del

2,8% rispetto al medesimo periodo dell’esercizio precedente.

Gli acquisti di energia elettrica si sono ridotti del 5,6% rispetto al medesimo periodo dell’eser-

cizio precedente, passando da 27.091 GWh a 25.581 GWh.

Le vendite di energia elettrica sui mercati finali sono risultate sostanzialmente in linea rispetto

ai primi nove mesi del 2011, passando da 35.916 GWh a 35.443 GWh.

(4) Il 23% della capacità produttiva degli impianti di Edipower S.p.A. è contrattualizzata a favore del Gruppo Iren. Il dato di produzioneè quindi espresso al netto dell’energia elettrica sottesa a tale contratto.

183

Di seguito si riporta una sintesi dei dati quantitativi relativi al settore energia elettrica del

Gruppo EPCG:

3° Trim. 3° Trim. GWh 30 09 2012 30 09 2011 Variazioni % 2012 2011 2012/2011

FONTI

574 485 Produzioni 1.794 2.064 (270) (13,1%)

393 383 – produzione termoelettrica 864 1.055 (191) (18,1%)

181 102 – produzione idroelettrica 930 1.009 (79) (7,8%)

415 693 Import e altre fonti 1.363 1.462 (99) (6,8%)

210 430 – import 851 956 (105) (11,0%)

9 12 – altre fonti 29 32 (3) (9,4%)

196 251 – EPS (Società Elettrica Serba) 483 474 9 1,9%

989 1.178 TOTALE FONTI 3.157 3.526 (369) (10,5%)

USI

826 914 Consumi mercato domestico 2.531 2.643 (112) (4,2%)

135 134 Perdite di rete 511 479 32 6,7%

12 6 Altri usi 44 23 21 91,3%

3 120 Export 25 330 (305) (92,4%)

13 4 EPS (Società Elettrica Serba) 46 51 (5) (9,8%)

989 1.178 TOTALE USI 3.157 3.526 (369) (10,5%)

Nel periodo in esame la produzione di energia elettrica del Gruppo EPCG è stata pari a 1.794

GWh, a cui si aggiungono acquisti per 1.363 GWh, per una disponibilità complessiva di 3.157

GWh (3.526 GWh nei primi nove mesi del 2011).

La diminuzione delle produzioni, pari a 270 GWh, è sostanzialmente riconducibile alla fermata

per manutenzione straordinaria della centrale termoelettrica di Pljevlja, effettuata nel secon-

do trimestre 2012 (-191 GWh rispetto ai primi nove mesi del 2011), e alle minori produzioni

degli impianti idroelettrici del Gruppo (-79 GWh).

Tale dinamica, unitamente alla flessione registrata dalle vendite sui mercati finali (-112 GWh),

ha determinato una riduzione delle importazioni (-105 GWh) e degli scambi di energia elettri-

ca transfrontalieri (-310 GWh).


Filiera Energia

184

Dati quantitativi - settore gas

3° Trim. 3° Trim. Milioni di mc 30 09 2012 30 09 2011 Variazioni % 2012 2011 2012/2011

FONTI

1.207 1.106 Approvvigionamenti 4.192 4.046 146 3,6%

(164) (193) Prelievi da magazzino 17 (233) 250 nd

(3) (7) Autoconsumi /GNC (16) (27) 11 (40,7%)

1.040 906 TOTALE FONTI 4.193 3.786 407 10,8%

USI

138 135 Usi finali 1.108 1.089 19 1,7%

508 318 Usi termoelettrici 976 978 (2) (0,2%)

8 4 Usi calore 87 72 15 20,8%

386 449 Grossisti 2.022 1.647 375 22,8%

1.040 906 TOTALE USI 4.193 3.786 407 10,8%

Le quantità sono esposte a mc standard riportati al PCS di 38100 MJ alla riconsegna.

Nei primi nove mesi del 2012, i volumi di gas commercializzati sono risultati in crescita del

10,8% rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente. Tale andamento è principalmente

ascrivibile ai maggiori volumi venduti sul mercato all’ingrosso e al Comparto

Teleriscaldamento.

I volumi venduti ai clienti finali risultano invece sostanzialmente in linea rispetto allo stesso

periodo dell’esercizio 2011.

I volumi venduti agli impianti termoelettrici del Gruppo, nonostante l’ampliamento del peri-

metro di consolidamento, risultano in linea rispetto ai primi nove mesi del 2011, principalmen-

te a seguito del minor fattore di carico degli impianti a ciclo combinato.

Dati economici

3° Trim. 3° Trim. Milioni di euro 01 01 2012 01 01 2011 Variazioni 2012 2011 30 09 2012 30 09 2011

1.336 1.020 Ricavi 3.990 3.417 573

165 60 Margine Operativo Lordo 332 223 109

12,4% 5,9% % su Ricavi 8,3% 6,5%

(95) (53) Ammortamenti e accantonamenti (188) (167) (21)

70 7 Risultato operativo netto 144 56 88

5,2% 0,7% % su Ricavi 3,6% 1,6%

44 9 Investimenti 69 19 50

Nei primi nove mesi del 2012 la Filiera Energia ha evidenziato ricavi per 3.990 milioni di euro, di


Filiera Energia

185

cui 254 milioni di euro attribuibili alla società Edipower S.p.A. e 205 milioni di euro attribuibili al

Gruppo EPCG (3.417 milioni di euro nel 2011, di cui 211 milioni di euro attribuibili al Gruppo EPCG).

Il Margine Operativo Lordo, pari a 332 milioni di euro, è risultato in crescita rispetto al medesi-

mo periodo dell’esercizio precedente. Tale performance incorpora gli effetti positivi della

gestione integrata in A2A del parco produttivo di Edipower S.p.A. e del suo consolidamento a

partire dal mese di giugno 2012. Positivo è stato il contributo degli impianti a ciclo combinato,

che hanno contribuito a soddisfare la domanda generatasi sui mercati della riserva e del bilan-

ciamento, e l’apporto dell’impianto a carbone di Monfalcone. Il risultato dell’attività commer-

ciale evidenzia una sostanziale stabilità rispetto al medesimo periodo dell’esercizio 2011.

Gli Ammortamenti e accantonamenti sono risultati pari a 188 milioni di euro, di cui 70 milioni

relativi alla società Edipower S.p.A. (167 milioni di euro al 30 settembre 2011). Tale voce, al

netto del contributo della società Edipower S.p.A., risulta in riduzione di 49 milioni di euro

rispetto al medesimo periodo dell’anno precedente, per effetto dei minori ammortamenti

registrati nel periodo e del rilascio di fondi rischi su crediti precedentemente accantonati.

In conseguenza delle dinamiche sopra esposte, il Risultato operativo netto si è attestato a 144

milioni di euro (di cui 53 milioni di euro relativi alla società Edipower S.p.A.), in crescita di 88

milioni di euro rispetto al medesimo periodo dell’esercizio precedente.

Nei primi nove mesi dell’anno gli investimenti sono risultati complessivamente pari a 69 milio-

ni di euro, di cui 15 milioni di euro attribuibili alla società Edipower S.p.A..

Gli Investimenti hanno riguardato principalmente gli interventi di manutenzione straordinaria

presso le centrali termoelettriche di Cassano d’Adda (29 milioni di euro, di cui 25 milioni di

euro attribuibili alla sostituzione del rotore del Turbogas Gruppo 6), di Gissi (2 milioni di euro)

e di Monfalcone (2 milioni di euro).

Sono stati inoltre realizzati interventi di manutenzione straordinaria sulle centrali idroelettri-

che di Timpagrande (2,9 milioni di euro), di Satriano (3,5 milioni di euro) e della Valtellina (4,9

milioni di euro).

Con riferimento alla società Edipower S.p.A., gli investimenti si riferiscono principalmente ad

interventi di manutenzione straordinaria sugli impianti idroelettrici di Udine (5,8 milioni di euro),

Tusciano (1,3 milioni di euro), e sull’impianto termoelettrico di Sermide (3 milioni di euro).

Il Gruppo EPCG ha invece realizzato, nel periodo in esame, 6,8 milioni di euro di investimenti

nel settore della generazione elettrica, relativi prevalentemente all’impianto termoelettrico di

Pljevlja (5,3 milioni di euro) e agli impianti idroelettrici di Perucica (0,6 milioni di euro) e Piva

(0,9 milioni di euro).


Filiera Energia

186

La Filiera Calore e Servizi include le attività di cogenerazione, teleriscaldamento e vendita di

calore, nonché attività relative ai servizi di gestione calore e di facility management. Di seguito

si riporta una breve descrizione delle attività:

• Cogenerazione e Teleriscaldamento: attività di produzione, distribuzione e vendita di

calore, attività di produzione e vendita di energia elettrica, nonché attività di operation and

maintenance delle centrali di cogenerazione e delle reti per il teleriscaldamento;

• Calore e altri servizi: servizio di gestione di impianti di riscaldamento di proprietà di

terze parti.

Sono riconducibili alla Filiera Calore e Servizi le società di seguito riportate:



187

Calore e Servizi


Reti diTeleriscaldamento

Venditacalore e altri servizi


• A2A Calore & Servizi

• Proaris

• Varese Risorse

Recente evoluzione normativa nel settore della cogenerazione

Incentivazione cogenerazione ad alto rendimento

Con Decreto del 5 settembre 2011 sono state dettate le misure in materia di incentivazione

della Cogenerazione ad Alto Rendimento (CAR), ai sensi delle previsioni di cui alla Legge n.

99/09 (cd. Legge Sviluppo).

In particolare, si ricorda che con D.Lgs. n. 20/07, in attuazione delle disposizioni europee rela-

tive a tale modalità di produzione combinata di energia elettrica e calore, era stato definito

che, per tutto l’anno 2010, tutti gli impianti di cogenerazione ai sensi della Delibera n. 42/02

(con indici IRE e LT al di sopra delle soglie ivi previste) sarebbero stati considerati aventi la qua-

lifica di cogenerazioni ad alto rendimento, ed era stato previsto per tali produzioni l’accesso al

sistema dei Certificati Bianchi. Con Decreto del 4 agosto 2011 sono state, inoltre, integrate le

disposizioni di cui al D.Lgs. n. 20/07, ai fini della definizione dei criteri per il riconoscimento

della qualifica di CAR a partire dal 1° gennaio 2011.

Con la Legge Sviluppo era stata, inoltre, prevista una durata decennale per il regime di soste-

gno, sulla base del risparmio di energia primaria conseguito, anche con riguardo all’energia

autoconsumata in sito, applicabile alla nuova potenza entrata in esercizio (a seguito di nuova

costruzione o rifacimento per impianti esistenti) dopo la promulgazione della Legge (e dun-

que dopo il 15 agosto 2009).

L’incentivo definito prevede, peraltro, il riconoscimento a tali impianti di Certificati Bianchi:

• per un periodo di 10 anni per gli impianti di sola produzione nei regimi cogenerativi sopra

descritti;

• per un periodo di 15 anni per gli impianti di cui sopra allacciati a reti di teleriscaldamento.

I certificati così assegnati:

• sono spendibili per l’assolvimento delle quote d’obbligo gravanti sugli operatori soggetti ai

vincoli di efficienza energetica;

• possono essere ceduti (bilateralmente) ad operatori obbligati;

• posso essere ritirati dal Gse su richiesta del titolare dell’impianto, ad un prezzo ammini-

strato (in questo caso non saranno poi cedibili ai soggetti obbligati, ma saranno contabiliz-

zati ai fini degli obiettivi quantitativi nazionali di risparmio energetico).

Il numero dei Certificati Bianchi riconosciuto in funzione del risparmio di energia primaria

conseguito dall’iniziativa è inoltre incrementato in base ad un coefficiente (K), differenziato

per cinque scaglioni di potenza, per tener conto dei diversi rendimenti medi degli impianti e

delle potenzialità di sviluppo della piccola e media cogenerazione.



188

La misura è cumulabile solo con fondi di garanzia, detassazione e altri contributi in conto capi-

tale.

Norme specifiche sono infine previste per definire gli incentivi anche per i rifacimenti di

impianti esistenti e per gli impianti entrati in esercizio dopo il 1° aprile 1999 e prima del D.Lgs.

n. 20/07, cui spetta un corrispettivo pari al 30% degli incentivi previsti per i nuovi impianti per

un periodo di cinque anni, ai sensi delle previsioni del D.Lgs. n. 28/2011, di attuazione nel nostro

ordinamento della Direttiva del Terzo pacchetto Energia sulla produzione da rinnovabili.

Il Decreto interministeriale del 24 ottobre 2005 prevede che gli impianti di cogenerazione

abbinati al teleriscaldamento ammessi a beneficiare dei Certificati Verdi debbano essere

costituiti, tra l’altro, da sezioni di produzione combinata di energia elettrica e calore che

rispettino i criteri definiti dall’Autorità ai sensi dell’articolo 2, comma 8, del Decreto

Legislativo n. 79/99 (con la Delibera n. 42/02). Pertanto, per gli impianti entrati in esercizio in

data successiva al 31 dicembre 2010, ai soli fini del rilascio dei Certificati Verdi ove spettanti,

l’Autorità con Delibera ARG/elt 181/11, ha confermato i valori vigenti dei parametri di riferimen-

to per il riconoscimento della condizione tecnica di cogenerazione, di cui all’articolo 2 della

Delibera n. 42/02 agli impianti di cui sopra.

La nuova definizione di cogenerazione ad alto rendimento, di cui al D.M. 4 agosto 2011, prevede

l’eventualità che un impianto o una sezione di cogenerazione possa risultare anche parzial-

mente ad alto rendimento. Al fine di recepire il recente completamento del quadro normativo

in materia di cogenerazione ad alto rendimento, l’Autorità, con Delibera ARG/elt 181/11, ha

disposto che, ai fini dell’applicazione della priorità di dispacciamento di cui alla Delibera n.

111/06, l’impianto soddisfi la qualifica di Cogenerazione ad Alto Rendimento (CAR) secondo i

criteri di cui al D.M. 4 agosto 2011, e che la relativa grandezza ECHP, risulti superiore o pari alla

metà della produzione totale lorda di energia elettrica del medesimo impianto o sezione di

impianto.

Con nota del 6 settembre 2011 e decorrenza dal 1° gennaio 2012, la Direzione Centrale

Accertamenti e Controlli dell’Agenzia delle Dogane, osservando come nel corso degli anni il

rendimento medio del Parco Elettrico Nazionale sia progressivamente cresciuto, ha introdot-

to un nuovo algoritmo per il calcolo dell’accisa sul combustibile utilizzato dagli impianti di

cogenerazione, in base al quale l’ammontare dell’accisa sul gas metano aumenta in ragione

dell’incremento dell’energia termica recuperata. Questa disposizione penalizza lo sforzo di

efficienza termica degli operatori, imposto dalle normative in tema energetico, comportando

un aumento diretto delle accise sul gas metano utilizzato come combustibile negli impianti di

cogenerazione, con necessarie ed inevitabili ripercussioni sul prezzo di vendita dell’energia

elettrica prodotta da cogenerazione.



189

La Legge n. 44 del 26 aprile 2012, di conversione del D.L. n. 16/12, ha stabilito che alla produzio-

ne combinata di energia elettrica e calore dal 1º gennaio al 31 dicembre 2012, per l’individuazio-

ne dei quantitativi di combustibile soggetti alle aliquote sulla produzione di energia elettrica,

continuano ad applicarsi i coefficienti individuati dall’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas

con deliberazione n. 16/98 dell’11 marzo 1998, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale n. 82 dell’8

aprile 1998, ridotti nella misura del 12%.

Pertanto, per il 2012, è prevista una riduzione del coefficiente forfettario da 0,25 mc/kwh a 0,22

mc/kwh.

A seguito della decisione del managementdi avviare la procedura di dismissione della partecipa-

zione in A2A Coriance S.a.s., che detiene il 100% del Gruppo Coriance, i dati economici del

Gruppo Coriance relativi agli esercizi 2011 e 2012, sono stati riclassificati, in conformità con quan-

to previsto dall’IFRS 5, alla voce “Risultato netto da attività non correnti destinate alla vendita”.

I principali dati quantitativi ed economici della filiera, riportati nelle tabelle seguenti, non

includono pertanto i dati relativi al Gruppo Coriance.

Dati quantitativi

3° Trim. 3° Trim. GWht 30 09 2012 30 09 2011 Variazioni % 2012 2011 2012/2011

FONTI

43 38 Impianti di: 711 665 46 6,9%

– – – Lamarmora 296 304 (8) (2,6%)

1 1 – Famagosta 86 82 4 4,9%

6 6 – Tecnocity 40 45 (5) (11,1%)

36 31 – Altri impianti 289 234 55 23,5%

45 64 Acquisti da: 688 622 66 10,6%

5 4 – Terzi 150 142 8 5,6%

40 60 – Altre filiere 538 480 58 12,1%

88 102 TOTALE FONTI(*) 1.399 1.287 112 8,7%

USI

88 102 Vendite ai clienti finali 1.399 1.287 112 8,7%

88 102 TOTALE USI 1.399 1.287 112 8,7%

(*) Al netto delle perdite.Nota:– I dati fanno riferimento alla sola attività di teleriscaldamento. Non sono incluse le vendite relative alla gestione calore.– Sono incluse tra gli acquisti le quantità di calore acquistate dalla Filiera Ambiente.– Non sono inclusi i dati quantitativi relativi al Gruppo Coriance.

Nel periodo in esame, le vendite di calore ai clienti finali sono cresciute dell’8,7% rispetto ai

primi nove mesi dell’esercizio 2011 principalmente a seguito delle nuove volumetrie allacciate



190

nelle aree di Milano e Bergamo. Di conseguenza anche le produzioni e gli acquisti di calore

sono aumentati rispettivamente di 46 GWh termici e di 66 GWh termici.

Dati economici


23 18 Ricavi 208 180 28

(8) (9) Margine Operativo Lordo 36 27 9

(34,8%) (50,0%) % su Ricavi 17,3% 15,0%

(8) (9) Ammortamenti e accantonamenti (26) (25) (1)

(16) (18) Risultato operativo netto 10 2 8

(69,6%) (100,0%) % su Ricavi 4,8% 1,1%

11 13 Investimenti 30 33 (3)

Nota:– Non sono inclusi i dati economici relativi al Gruppo Coriance.

Nei primi nove mesi del 2012 i ricavi si sono attestati a 208 milioni di euro (180 milioni di euro

al 30 settembre 2011).

Il Margine Operativo Lordo, pari a 36 milioni di euro, registra una crescita di 9 milioni di euro

rispetto allo stesso periodo dell’esercizio precedente. Tale andamento è sostanzialmente

attribuibile ai maggiori volumi venduti nel Comparto Teleriscaldamento, per effetto delle

nuove volumetrie allacciate e al riconoscimento, da parte del GSE, di Certificati Ambientali per

l’impianto di Canavese.

Gli Ammortamenti e accantonamenti sono risultati pari a 26 milioni di euro, in linea rispetto al

medesimo periodo dell’esercizio precedente.

Alla luce delle dinamiche sopra esposte il Risultato operativo netto si è attestato a 10 milioni di

euro (in crescita di 8 milioni di euro rispetto al 30 settembre 2011).

Gli Investimenti dei primi nove mesi dell’anno, pari a circa 30 milioni di euro, hanno riguardato

principalmente interventi di sviluppo e di manutenzione straordinaria delle reti di teleriscal-

damento (23 milioni di euro) e degli impianti di cogenerazione (7 milioni di euro) nelle aree di

Milano e Brescia.



191

La Filiera Ambiente include le attività relative all’intero ciclo della gestione dei rifiuti. Di segui-

to si riporta una breve descrizione di tali attività:

• Raccolta e spazzamento: pulizia delle strade e prelievo dei rifiuti per il trasporto a desti-

nazione;

• Trattamento: attività svolta in centri dedicati, finalizzata al recupero o alla trasformazio-

ne dei rifiuti al fine di renderli idonei al recupero di materia, alla termovalorizzazione con

recupero di energia o allo smaltimento in discarica;

• Smaltimento: attività di smaltimento finale dei rifiuti urbani e speciali in impianti di com-

bustione o in discarica, con eventuale recupero energetico mediante termovalorizzazione

o sfruttamento del biogas.

Sono riconducibili alla Filiera Ambiente le società di seguito riportate:

Filiera Ambiente


192

Ambiente

Raccoltae spazzamento

Trattamento

Smaltimentoe recupero energetico


• Gruppo Ecodeco

• Amsa

• Aprica

• Montichiariambiente

• Ecofert

• Partenope Ambiente

• Aspem S.p.A.

Recente evoluzione normativa nel settore ambientale

Alla fine del mese di luglio 2010 il Governo ha emanato il Regolamento attuativo delle disposi-

zioni di cui all’articolo 23-bis (in materia di servizi pubblici locali di rilevanza economica) della

Legge n. 133/08 (5), come modificato dal Decreto Legge n. 135/09 (cd. Obblighi Comunitari)

convertito con Legge n. 166/09.

Il Decreto Legge Obblighi Comunitari ha introdotto una modifica della disciplina del periodo

transitorio in cui, per i servizi idrici e di gestione dei rifiuti, resteranno vigenti gli affidamenti in

corso non derivanti da procedure di evidenza pubblica.

A seguito degli esiti della consultazione referendaria del 12 e 13 giugno 2011, peraltro, l’art. 23-

bis della Legge n. 133/08 è in attesa di formale abrogazione.

Testo Unico dell’Ambiente

Il Decreto Legislativo 3 aprile 2006 n. 152, “Norme in materia ambientale” (come successiva-

mente modificato ed integrato, da ultimo con Decreto Legislativo n. 205/10, che ha dettato

disposizioni di attuazione della direttiva 2008/98/CE relativa ai rifiuti), è il testo normativo di

riferimento per il settore dei rifiuti, modificato nel corso del 2008 dal cd. “Correttivo

Unificato”. Il provvedimento (Testo Unico) ha sancito l’espressa abrogazione del Decreto

Legislativo 5 febbraio 1997 n. 22 “Decreto Ronchi” che, sino ad allora, ha rappresentato la

Legge-quadro nazionale in materia.

Del precedente quadro normativo rimangono attualmente in vigore, in regime transitorio e

fino all’emanazione delle regole di attuazione del Testo Unico, alcune norme tecniche regola-

mentari necessarie per lo svolgimento dei servizi di raccolta e conferimento.

In merito alle modifiche al testo della Legge-quadro apportate dal Decreto n. 205/10, di parti-

colare interesse è la norma relativa alle nuove modalità di classificazione dei rifiuti, che richie-

de l’effettuazione di test di ecotossicità per determinare la pericolosità o non pericolosità del

rifiuto.

Il Decreto Legge 216/2011 (cd. “Milleproroghe”) ha nuovamente spostato al 31 dicembre 2012

il termine per il divieto di conferimento in discarica dei rifiuti con “Pci” superiore ai 13.000

kJ/kg.

(5) di conversione in Legge, con modificazioni, del Decreto Legge 25 giugno 2008, n. 112, recante disposizioni urgenti per lo sviluppoeconomico, la semplificazione, la competitività, la stabilizzazione della finanza pubblica e la perequazione tributaria.


Filiera Ambiente

193


Filiera Ambiente

La Legge del 24 marzo 2012 n. 28 (conversione in legge con modificazioni del D.L. 2/2012,

recante misure straordinarie e urgenti in materia ambientale) ha introdotto alcune dispo-

sizioni relative allo smaltimento dei rifiuti provenienti dagli Stabilimenti di Tritovagliatura

ed Imballaggio Rifiuti (STIR) della Regione Campania e destinati fuori regione rendendo

possibile lo stesso mediante intesa tra la Regione Campania e la singola regione interessa-

ta, senza che sia più necessario l’accordo interregionale in sede di Conferenza Stato-

Regioni.

La medesima legge interviene, tra l’altro, modificando l’articolo del Testo Unico relativo

all’identificazione dei rifiuti pericolosi, per quanto riguarda la caratteristica H14

(Ecotossicità). Si prevede che - in attesa del D.M. Ambiente che ne stabilisca la procedura

tecnica per l’attribuzione, sentita l’Ispra - la caratteristica di ecotossicità venga attribuita ai

rifiuti secondo le modalità dell’accordo Adr per la classe 9 - M6 e M7. A tale proposito si cita,

con riferimento alla valutazione dell’ecotossicità delle scorie prodotte dagli impianti di

valorizzazione, la Legge n. 28/2012, recante misure straordinarie e urgenti in materia

ambientale e rilevante. L’art. 5 del provvedimento rinvia infatti all’adozione da parte del

Ministero dell’ambiente e della tutela del territorio e del mare di uno specifico decreto che

stabilisca la procedura tecnica per la valutazione della tossicità delle scorie, consenten-

do così di considerare non pericolose la maggior parte delle scorie attualmente prodotte

dagli impianti di termovalorizzazione.

Infine il DM 10 agosto 2012, n. 161, “Regolamento recante la disciplina dell’utilizzazione delle

terre e rocce da scavo”, pubblicato in G.U. del 21 settembre 2012, n. 221, stabilisce a livello

nazionale i criteri qualitativi da soddisfare affinché i materiali di scavo siano considerati sotto-

prodotti e non rifiuti “ai sensi dell’articolo 184-bis del D.Lgs. n. 152 del 2006”.

Sistema di controllo della tracciabilità dei rifiuti

Con Decreto Ministeriale del 17 dicembre 2009, successivamente modificato ed integrato con

i Decreti Ministeriali del 15 febbraio, del 9 luglio, del 28 settembre e del 22 dicembre 2010, è

stato istituito il Sistema di controllo della tracciabilità dei rifiuti (SISTRI), gestito dal Comando

Carabinieri per la Tutela dell’Ambiente, per permettere l’informatizzazione della filiera dei

rifiuti speciali a livello nazionale (e dei rifiuti urbani per la Regione Campania).

Il Sistema semplifica le procedure e gli adempimenti in capo agli operatori del settore riducen-

do i costi sostenuti dalle imprese e gestisce in modo innovativo ed efficiente un processo com-

plesso e variegato con garanzie di maggiore trasparenza, conoscenza e prevenzione dell’ille-

galità.

194


Filiera Ambiente

Con Legge n. 148/2011, in vigore dal 17 settembre 2011, il Parlamento ha ripristinato il SISTRI,

abrogato dal Decreto Legge Anticrisi. Tuttavia il cd. D.L. Crescita (6) ha nuovamente sospeso

l’entrata in vigore di tale Sistema, fino al compimento di tutte le attività necessarie alla verifica

del funzionamento dello stesso. Il nuovo termine per l’attuazione del SISTRI dovrà essere fis-

sato con Decreto del Ministero dell’ambiente e della tutela del territorio e del mare. Nelle

more di tale adempimento risulta altresì sospeso il pagamento dei contributi dovuti dagli

utenti per l’anno 2012.

Piano Provinciale Gestione rifiuti Provincia di Brescia

Con Decreto della Giunta Regionale n. 9/661 del 20 ottobre 2010 è stato approvato il Piano

Provinciale di Gestione dei rifiuti della Provincia di Brescia, che propone misure volte al conse-

guimento di obiettivi di riduzione della produzione pro capite di rifiuti e miglioramento della

raccolta differenziata (che dovrebbe raggiungere nel 2016 il 65% del totale dei rifiuti prodotti,

in coerenza con le disposizioni europee di riferimento).

Regione Lombardia

La Regione ha approvato il Regolamento Regionale n.5 del 21 novembre 2011 in attuazione del

conferimento di competenze in materia di VIA alle Province ed ai Comuni, il quale stabilisce

che dal 19 maggio 2012 le VIA in materia di impianti di smaltimento-trattamento-recupero di

rifiuti siano di competenza della Provincia.

Con la DGR n. 3792/2012 (pubblicata nel BURL n.30 del 23 luglio 2012) la Regione Lombardia ha

provveduto ad aggiornare l’elenco delle attività cosiddette ‘in deroga’ ai sensi dell’art. 272 c. 2

del D.Lgs. n. 152/06 e s.m.i., e ad approvare l’autorizzazione generale per il comparto zootecni-

co, mentre con il DDS del 23 luglio 2012 n. 6576 ha disciplinato le attività relative agli “Impianti

termici civili aventi potenza termica nominale non inferiore a 3 MW e inferiore a 10 MW” e ai

“Gruppi elettrogeni e motori di emergenza”.

Normativa Europea

È stata pubblicata la decisione della Commissione Europea del 18 novembre 2011 n.

2011/753/UE, la quale istituisce regole e modalità di calcolo per gli Stati membri, finalizzate a

195

(6) art. 52 del D.L. 22 giugno 2012 n. 83.


Filiera Ambiente

verificare il rispetto degli obiettivi di riutilizzo e riciclaggio dei rifiuti urbani e dei rifiuti da

costruzione e demolizione per il 2020 (in G.U.U.E. del 25 novembre 2011, n. 310). La

2011/753/UE attua la decisione quadro 2008/98/CE che impone agli Stati membri di aumentare

entro il 2020 la quota per il riutilizzo, il riciclaggio e il recupero di materiale dei rifiuti domestici

e “simili” di carta, metalli, plastica e vetro, nonché dei rifiuti da costruzione/demolizione non

pericolosi, rispettivamente al 50% e al 70% in termini di peso.

Si riporta di seguito una sintesi dei principali dati quantitativi ed economici della filiera.

Dati quantitativi

3° Trim. 3° Trim. 30 09 2012 30 09 2011 Variazioni % 2012 2011 2012/2011

201 214 Rifiuti raccolti (Kton)* 674 706 (32) (4,5%)

575 618 Rifiuti smaltiti (Kton) 1.828 1.953 (125) (6,4%)

286 272 Energia elettrica venduta (GWh) 869 903 (34) (3,8%)

87 84 Calore ceduto (GWht) (**) 654 556 98 17,6%

(*) Rifiuti raccolti nei Comuni di Milano, Brescia, Bergamo e Varese.(**) Quantità rilevate a bocca di centrale.

Nei primi nove mesi dell’anno si è osservata una flessione delle quantità di rifiuti raccolti del

4,5% rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente. In riduzione anche le quantità di rifiuti

smaltiti (-6,4%), in particolare per i minori conferimenti di rifiuti urbani nelle discariche del

Gruppo.

Sono risultate invece superiori, rispetto al medesimo periodo dell’esercizio precedente, le

produzioni di calore degli impianti di termovalorizzazione (+98 GWh termici). Tale incremen-

to è sostanzialmente ascrivibile allo sviluppo commerciale evidenziato nel Comparto

Teleriscaldamento. Le quantità di energia elettrica venduta risultano conseguentemente in

diminuzione del 3,8% rispetto al 30 settembre 2011.

196


Filiera Ambiente

Dati economici


200 192 Ricavi 634 610 24

66 64 Margine Operativo Lordo 206 216 (10)

33,0% 33,3% % su Ricavi 32,5% 35,4%

(19) (32) Ammortamenti e accantonamenti (62) (81) 19


23,5% 16,7% % su Ricavi 22,7% 22,1%

12 12 Investimenti 29 23 6

Nel periodo in esame la Filiera Ambiente ha registrato ricavi per 634 milioni di euro (610 milio-

ni di euro al 30 settembre 2011).

Il Margine Operativo Lordo, pari a 206 milioni di euro, risulta in flessione di 10 milioni di euro

rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente (216 milioni di euro). Tale dinamica è sostan-

zialmente attribuibile alla perdita dell’incentivo CIP 6 relativo agli impianti di termovalorizza-

zione di Milano, Bergamo, Filago e Corteolona ancora in vigore in alcuni mesi del 2011.

Gli Ammortamenti e accantonamenti sono risultati pari a 62 milioni di euro, in riduzione di 19

milioni di euro rispetto ai primi nove mesi del 2011. La riduzione è principalmente riconducibile

ai minori accantonamenti per rischi effettuati nei primi nove mesi del 2012.

Alla luce delle dinamiche sopra esposte il Risultato operativo netto è stato pari a 144 milioni di

euro, in crescita di 9 milioni di euro rispetto all’esercizio precedente (135 milioni di euro al 30

settembre 2011).

Gli Investimenti del periodo, pari a 29 milioni di euro, si riferiscono principalmente a mezzi e

contenitori per la raccolta (10 milioni di euro), ad interventi di sviluppo e mantenimento su

impianti di trattamento e discariche (9 milioni di euro), nonché ad interventi di sviluppo e

mantenimento effettuati sugli impianti di termovalorizzazione (9 milioni di euro).

197

La Filiera Reti include le attività regolamentate da Autorità di settore e relative alla gestione

delle reti elettriche, reti gas e del ciclo idrico integrato. Di seguito si riporta una breve descri-

zione di tali attività:

• Reti elettriche: attività di trasmissione e distribuzione di energia elettrica;

• Reti gas: attività di trasporto e distribuzione di gas naturale;

• Ciclo Idrico Integrato: attività di captazione delle acque, gestione degli acquedotti,

distribuzione idrica, fognatura e depurazione;

• Altri Servizi: attività relative all’illuminazione pubblica, agli impianti di regolazione del

traffico, alla gestione delle lampade votive e servizi di progettazione impianti.

Sono riconducibili alla Filiera Reti le società di seguito riportate:

Filiera Reti


198

Reti

Reti elettriche

Reti gas

Ciclo idrico integrato


• A2A Reti Elettriche

• A2A Reti Gas

• A2A Ciclo Idrico

• EPCG

• Mincio Trasmissione

• Camuna Energia

• Retragas

• Seasm

• Aspem S.p.A.

• A2A Servizi alladistribuzione

Recente evoluzione normativa nel settore della distribuzione

Distribuzione di gas naturale

Affidamento e svolgimento del servizio di distribuzione

Con riferimento al servizio di distribuzione di gas naturale, la Legge n. 99/2009, cd. “Legge

Sviluppo” definisce i nuovi “Ambiti Territoriali Minimi” per i quali saranno indette le gare per l’af-

fidamento del servizio dal Ministro dello sviluppo economico, in concerto con il Ministro per i

rapporti con le Regioni, sentite la Conferenza Unificata e l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas.

In data 31 marzo 2011, è stato pubblicato sulla G.U. il Decreto 19 gennaio 2011 del Ministero dello

sviluppo economico che individua i 177 Ambiti Territoriali Minimi. L’identificazione puntuale dei

singoli Comuni facenti parte di ogni Ambito Territoriale Minimo è successivamente avvenuta

con Decreto del Ministro dello sviluppo economico pubblicato in G.U. del 28 ottobre 2011.

Il Decreto Ministeriale 21 aprile 2011, recante disposizioni per governare gli effetti sociali connessi

alle nuove modalità di affidamento delle concessioni di distribuzione del gas (cd. “Clausola

Sociale”), contiene norme volte a tutelare l’occupazione del personale della società di distribu-

zione uscente a seguito dell’aggiudicazione del servizio da parte di un’altra società, oltre che una

serie di obblighi nei confronti di quest’ultima. Le tutele previste per i dipendenti si sostanziano

nel passaggio diretto ed immediato alla società subentrante e nella garanzia dell’applicazione

delle medesime condizioni, sia economiche che relative agli istituti legati all’anzianità di servizio,

precedentemente fruite. Al personale che risultasse in esubero, vengono applicati gli opportuni

ammortizzatori sociali, ferma restando la possibilità di essere assunti qualora, entro i due anni

successivi alla gara, il subentrante dovesse procedere a nuove assunzioni.

Il legislatore, con il D.Lgs. n. 93 del 1° giugno 2011 (cd. Terzo Pacchetto Energia), ha specificato

che le gare indette dal 29 giugno 2011 in poi dovranno essere indette unicamente per Ambiti

Territoriali di cui all’art. n. 46-bis della Legge n. 222 del 2007, e in base ai criteri ivi applicabili.

Inoltre, l’art. 24 comma 3 del citato D.Lgs. garantisce al gestore entrante la possibilità di veder-

si riconoscere in tariffa l’ammortamento, calcolato su 12 anni, della differenza tra il valore di

riscatto degli impianti riconosciuto all’uscente ed il loro relativo valore valido ai fini tariffari.

Con il Decreto 12 novembre 2011 n. 266, pubblicato in G.U. il 27 gennaio 2012, i ministeri com-

petenti hanno emanato il regolamento contenente i criteri con cui dovranno essere condotte

le gare per l’affidamento del servizio di distribuzione in ognuno dei 177 Ambiti individuati dal

Decreto del 19 gennaio 2011. In particolare, il legislatore ha individuato i compiti e le competen-

ze dei numerosi attori coinvolti, ed ha normato il processo e gli scambi informativi inerenti il

bando della gara, identificandone inoltre i criteri generali di svolgimento. A tale proposito, si

rileva il maggior peso assegnato alla componente qualitativa, in termini di servizio e di impatto

ambientale, allo sviluppo e alla sicurezza del servizio, e la contestuale significativa riduzione

del peso assegnato alla componente economica.


Filiera Reti

199

Si rammenta inoltre che il Ministero dello sviluppo economico, affiancato dalle associazioni di

settore e dagli operatori, sta attualmente sviluppando un modello, non vincolante, di calcolo

del valore di rimborso da riconoscere al gestore uscente, al fine di ridurre i costi di transazione

e, quindi, di incentivare la partecipazione degli operatori alle gare.

Infine, il legislatore ha modificato con l’art. 25 comma 9.2 della Legge 24 marzo 2012, n. 27 (D.L.

Liberalizzazioni) il comma 34 dell’art. 4 (Adeguamento della disciplina dei servizi pubblici loca-

li al referendum popolare e alla normativa dell’Unione Europea) del Decreto Legge 13 agosto

2011 n. 138, convertito con modifiche in Legge 16 settembre 2011 n. 148. Al fine di eliminare

eventuali ambiguità e di incentivare la partecipazione degli operatori alle gare per l’affidamen-

to del servizio, il legislatore, con l’art. 37 commi 1 e 2 del Decreto Legge del 22 giugno 2012 n. 83

(cd. D.L. Crescita) convertito con modificazioni dalla Legge 7 agosto 2012 n.134 pubblicata in

Gazzetta Ufficiale n. 187 del 11 agosto 2012, ha specificato le condizioni per la partecipazione a

tali procedure di affidamento, garantendo a tutti gli operatori l’accesso alle gare che saranno

indette a partire dal 2013 (ovvero successive al periodo transitorio), mentre per gare che

saranno indette a partire dal 2025 (ovvero a regime) è previsto un accesso limitato agli opera-

tori in possesso di alcuni requisiti.

Tariffe di distribuzione e misura – III periodo regolatorio (2009-2012)

Con l’allegato A alla Delibera ARG/gas 159/08 (Testo Unico della regolazione della qualità e

delle tariffe dei servizi di Distribuzione e misura del Gas per il periodo di regolazione 2009-

2012 “TUDG”: approvazione della Parte II “Regolazione Tariffaria dei servizi di Distribuzione e

misura del Gas per il periodo di regolazione 2009-2012 RTDG”), l’Autorità ha definito, per il

terzo periodo regolatorio, un sistema tariffario caratterizzato dal meccanismo del tariff

decoupling il quale prevede una tariffa obbligatoria differenziata per sei ambiti tariffari da

applicarsi nell’anno solare agli utenti finali del servizio, ed una tariffa di riferimento a copertu-

ra dei costi relativi al servizio di distribuzione, misura e commercializzazione.

Quest’ultima è calcolata in modo tale da garantire: la remunerazione del capitale investito

netto (Wacc, fissato pari al 7,6% per l’attività di distribuzione e all’8% per l’attività di misura);

la copertura degli ammortamenti determinati in base alle vite utili valide ai fini regolatori; la

copertura dei costi operativi, determinati in modo parametrico e aggiornati attraverso il

metodo del price-cap, utilizzando un X-factor differenziato in ragione delle dimensioni dell’a-

zienda. Il capitale investito, a sua volta, è calcolato utilizzando la metodologia del costo storico

rivalutato, e solo in parte un metodo parametrico.

Poiché il livello del capitale investito netto su base nazionale, determinato sulla base dei dati

definitivi acquisiti per il primo anno del periodo regolatorio in corso, ha evidenziato una varia-

zione superiore al 5% del valore riconosciuto alle medesime imprese con riferimento all’anno


Filiera Reti

200

termico 2007-2008, è stato attivato il meccanismo della gradualità. Pertanto, i vincoli delle

società sono stati ridotti delle percentuali previste dall’art. 17 della RTDG.

Nel 2009, tuttavia, alcuni operatori hanno presentato ricorso contro tale provvedimento

presso il TAR Lombardia che, con le proprie sentenze nn. 6912, 6914, 6915 e 6916 del 2010,

emesse comunque in data successiva alla definizione delle tariffe di riferimento 2009, avvenu-

ta con Delibera ARG/gas 115/10 e modificate successivamente dalla Delibera ARG/gas 195/11, ha

accolto in parte le richieste avanzate da detti operatori. Conseguentemente risultano annulla-

ti, inter alia, i seguenti istituti di regolazione tariffaria:

• la decurtazione del 10% del vincolo tariffario del periodo regolatorio precedente per gli

operatori che non forniscono in tutto od in parte i dati richiesti;

• la mancata previsione del cosiddetto effetto volume, ovvero l’esclusione della possibilità

di recuperare in tariffa l’effetto climatico negativo verificatosi durante gli ultimi due anni

del secondo periodo regolatorio;

• la previsione di un coefficiente di recupero produttività, cosiddetto X-factor, costante per

l’intera durata del terzo periodo regolatorio.

Nelle more sia dell’appello avverso le suddette sentenze, disposto dall’Autorità con

Deliberazione AGI 19/10, che del procedimento finalizzato all’adozione di modifiche alla rego-

lazione vigente in tema di determinazioni tariffarie per l’erogazione dei servizi di distribuzione

e misura del gas naturale e di altri gas, l’Autorità ha comunque ritenuto necessario definire le

tariffe obbligatorie sia per l’anno 2011 che per l’anno 2012, rispettivamente con Delibera

ARG/gas 235/10 e ARG/gas 195/11. Inoltre, a parziale tutela dell’equilibrio economico e finanzia-

rio degli operatori, sono stati definiti gli acconti delle perequazioni 2011 e 2012, mentre il con-

guaglio avverrà solo dopo la pubblicazione delle tariffe di riferimento per tali anni.

Il Consiglio di Stato, con Sentenza del 28 febbraio 2012 n. 2521/12 depositata in data 2 maggio

u.s., ha confermato l’orientamento del TAR in merito all’illegittimità degli istituti regolatori

precedentemente citati. A seguito di ciò, l’Autorità ha emanato la Deliberazione

247/2012/R/gas, con la quale ha avviato il procedimento finalizzato ad adottare le opportune

modifiche della regolazione tariffaria e, conseguentemente, approvare le tariffe di riferimen-

to, ad oggi sospese. Nell’ambito di tale procedimento è stato emanato il Documento di consul-

tazione 248/2012/R/gas, contenente le proposte dell’Autorità in tema di modifica della percen-

tuale di riduzione annuale dei costi operativi.

All’esito dei ricorsi in atto avverso la Delibera ARG/gas 159/08, che avevano impedito l’appro-

vazione delle tariffe di riferimento degli operatori, l’AEEG con la Delibera 315/2012/R/gas ha

rideterminato le tariffe di riferimento per il servizio di distribuzione e le opzioni tariffarie per i

gas diversi dal gas naturale per gli anni 2009 e 2010, mentre le tariffe di riferimento per gli anni

2011 e 2012 saranno pubblicate entro la fine dell’anno.


Filiera Reti

201

Servizio di default

Con la Delibera ARG/gas n. 99/11, l’AEEG, ha introdotto il cd. “servizio di default” ponendo in capo

al distributore la responsabilità gestionale ed economica di criticità del sistema quali, ad esempio:

• la gestione dei clienti che, pur senza propria responsabilità, sono rimasti privi di un vendi-

tore e che non hanno diritto ad accedere all’istituto del Fornitore di Ultima Istanza (FUI) o,

pur avendone diritto, non ne possono beneficiare (es. raggiunto limite quantitativo del

FUI, gara deserta, ecc.);

• la gestione dei clienti morosi disalimentabili relativamente ai quali, per motivi tecnici, non

sia stato possibile giungere all’interruzione del flusso di gas a seguito delle richieste di chiu-

sura per morosità;

• la gestione dei clienti morosi non disalimentabili (identificati nelle attività di riconosciuta

assistenza quali ospedali, scuole, case di cura, carceri).

A seguito dei ricorsi presentati da numerose imprese avverso tale delibera, la terza sezione del

TAR della Lombardia ha accolto la richiesta di sospensiva del provvedimento limitatamente al

servizio di default. Il giudizio di merito è stato rimandato all’udienza pubblica del 6 giugno 2012.

Con il provvedimento ARG/gas 207/11, l’Autorità, nonostante la sentenza del TAR, ha prorogato

l’entrata in vigore del Servizio di Default (SdD) al 1° maggio 2012.

Con Deliberazione 166/2012/R/gas, l’Autorità ha rinviato l’entrata in vigore del SdD alla definizio-

ne della disciplina relativa alle modalità di remunerazione del SdD erogato dalle imprese di

distribuzione e alla valorizzazione del corrispettivo Cdef. Con il medesimo provvedimento,

l’Autorità ha definito, con decorrenza 1° maggio 2012, i meccanismi di copertura dei costi soste-

nuti dall’impresa di distribuzione in caso di intervento di interruzione dell’alimentazione del

punto di riconsegna, istituendo presso la Cassa Conguaglio per il Settore Elettrico un apposito

conto oneri connessi agli interventi di interruzione. A seguito dell’impugnazione della citata

Delibera 166/2012/R/gas, l’udienza pubblica per il giudizio di merito con riferimento alla Delibera

ARG/gas 99/11, inizialmente prevista per il 6 giugno 2012, è stata rinviata al 31 ottobre.

A completamento della regolazione della disciplina, l’Autorità, con Delibera 352/2012/R/gas, ha

definito le modalità di remunerazione del servizio di default, ed ha disposto l’entrata in vigore

della stessa disciplina dal 1° gennaio 2013, prevedendo l’estensione dell’ambito di applicazione

del fornitore di ultima istanza ai clienti non disalimentabili, rimasti privi di un fornitore anche

per motivi dipendenti dalla propria volontà, così come previsto dal recente D.M. 3 agosto 2012.

L’Autorità ha previsto il riconoscimento dei costi del SdD, remunerando separatamente i costi

di approvvigionamento delle risorse, i costi di fatturazione ed i costi relativi alla morosità dei

clienti finali cui è erogato il servizio. Il provvedimento in oggetto determina inoltre la valorizza-

zione del corrispettivo Cdef, ed istituisce una specifica perequazione del SdD.


Filiera Reti

202

Incentivi e penali sicurezza servizio di distribuzione gas

Sulla base delle risultanze istruttorie, l’Autorità ha emanato la Delibera 368/2012/R/gas, in tema

di recuperi di sicurezza del servizio di distribuzione del gas naturale per l’anno 2010, disponen-

do in capo ad A2A Reti Gas S.p.A. il pagamento di un importo complessivo pari a 127.313,36

euro.

Distribuzione di gas diversi

Con Delibera ARG/gas 195/11, l’Autorità ha approvato le opzioni tariffarie per i servizi di distri-

buzione e misura di gas diversi dal naturale per l’anno 2012. Tuttavia, a seguito della Sentenza

del Consiglio di Stato del 28 febbraio 2012 n. 2521/23 e della conclusione del procedimento

avviato con Delibera 247/2012/R/gas e finalizzato all’adozione di modifiche alla regolazione

vigente in tema di determinazioni tariffarie per l’erogazione dei servizi di distribuzione e misu-

ra del gas naturale e di altri gas, l’Autorità ha emanato la Deliberazione 315/2012/R/gas con cui

ha ridefinito le opzioni tariffarie per gli anni 2009 e 2010, mentre entro ottobre 2012 saranno

comunicate quelle per gli anni 2011 e 2012.

Distribuzione di energia elettrica

Regime tariffario servizio di distribuzione e misura

Con Deliberazione ARG/elt 199/11 l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas ha adottato il Testo

Integrato (TIT) delle disposizioni per la regolazione dei servizi di trasmissione, distribuzione

dell’energia elettrica, ed il Testo Integrato delle disposizioni per l’erogazione del servizio di

Misura dell’Energia elettrica (TIME) per il quarto periodo di regolazione (2012-2015).

Limitatamente alla regolazione tariffaria del servizio di misura, rispetto al precedente periodo

regolatorio, si rilevano variazioni relativamente alla remunerazione del capitale investito (fis-

sata in misura del 7,6% annuo), al valore dell’X-factor (fissato pari al 7,1% annuo), ed al mecca-

nismo di perequazione dei ricavi per il servizio di misura in bassa tensione; con riferimento

invece al servizio di distribuzione, sono stati mantenuti molti degli istituti di regolazione tarif-

faria già in vigore nel precedente periodo regolatorio e, in particolare:

• l’adozione del tariff decoupling, il quale prevede una tariffa obbligatoria da applicare agli

utenti finali e una tariffa di riferimento per la definizione del vincolo ai ricavi;

• l’applicazione del metodo del profit-sharing per la definizione dei livelli iniziali dei costi

operativi da riconoscere in tariffa;

• l’aggiornamento della quota delle tariffe a copertura dei costi operativi tramite il metodo

price-cap, fissando l’obiettivo di aumento annuo della produttività (X-factor) pari al 2,8%

per l’attività di distribuzione;


Filiera Reti

203

• la valutazione del capitale investito tramite il metodo del costo storico rivalutato;

• la definizione del tasso di remunerazione del capitale tramite il Wacc (per il periodo 2012–

2013 tale tasso è fissato pari al 7,6% per gli investimenti effettuati fino al 31 dicembre 2011,

e pari all’8,6% per gli investimenti successivi a tale data);

• il calcolo degli ammortamenti tramite l’utilizzo di vite utili valide ai fini regolatori.

Le principali differenze rispetto al quadro regolatorio precedente risiedono nei metodi utilizzati

per definire le grandezze economiche a cui applicare i metodi sopra citati. Di particolare rilievo, a

tale proposito, è il calcolo del capitale investito che, in parte, avviene in via parametrica utilizzan-

do il Wacc relativo al terzo periodo regolatorio, i ricavi tariffari e i saldi di perequazione, ivi com-

presa quella specifica aziendale, registrati nell’anno 2010 dal singolo operatore. Similmente,

anche la definizione di parte degli ammortamenti da riconoscere in tariffa avviene in base ad un

meccanismo parametrico, utilizzando percentuali di degrado prestabilite basate sulla vita resi-

dua media, calcolata per anno di formazione, del capitale investito aggregato nazionale.

Altre novità di rilievo consistono nell’adozione di una tariffa di riferimento specifica per operato-

re calcolata in base al numero di utenti (PoD) e, quindi, meno sensibile a variazioni derivanti dalla

diminuzione dell’energia distribuita; nel riconoscimento, a partire dagli investimenti effettuati

nel 2012, dell’effetto che il time-lag ha sul tasso di rendimento effettivamente riconosciuto; ed

infine nella semplificazione dei meccanismi di perequazione, sia generali che specifici.

A quest’ultimo proposito, si ricorda che l’Autorità ha ritenuto opportuno incorporare gli effet-

ti della Perequazione Specifica Aziendale (PSA) direttamente nel valore riconosciuto, al singo-

lo operatore, del proprio capitale investito, degli ammortamenti e dei costi operativi, elimi-

nando così tale istituto regolatorio a partire dall’anno 2012.

La Deliberazione 157/2012/R/eel ha poi provveduto ad approvare, in via provvisoria, le tariffe di

riferimento per ogni singolo operatore, ed ha previsto la possibilità di richiedere l’applicazio-

ne di un meccanismo correttivo per la determinazione degli ammortamenti riconosciuti nella

tariffa di riferimento finalizzato a garantire la sostanziale invarianza dei ricavi ottenibili con il

nuovo metodo di riconoscimento di parte del capitale investito. Il meccanismo, attivato previa

istanza degli operatori da presentare entro il 30 settembre 2012, consisterà in un coefficiente

specifico, differenziato per operatore, di correzione degli ammortamenti relativi alla parte del

capitale investito netto calcolato parametricamente, ovvero quella relativa alle reti di distribu-

zione in media e bassa tensione entrate in esercizio fino al 31 dicembre 2007.

Infine l’Autorità ha determinato i livelli di partenza ed i livelli tendenziali di continuità del servi-

zio elettrico per gli anni 2012-2015 per le imprese di distribuzione che hanno comunicato

all’Autorità i dati di continuità del servizio elettrico per il periodo 2010-2011, e per le quali si

applica la regolazione incentivante della durata e del numero delle interruzioni senza preavvi-

so prevista dalla normativa.


Filiera Reti

204

I tre ambiti territoriali relativi alla Provincia di Brescia, serviti da A2A Reti Elettriche S.pA., subi-

ranno per il periodo 2012-2015 una diminuzione dell’incentivo relativo alla durata delle interru-

zioni, in seguito al sistematico raggiungimento o superamento, per ogni anno del periodo

2008-2011, del livello obiettivo definito dall’Autorità con riferimento a tale indicatore.

Perequazione specifica aziendale

L’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas aggiornerà definitivamente al 2011 il fattore di

Correzione specifico aziendale (Csa) dei Ricavi Ammessi Perequati (RAP) a copertura dei costi

di distribuzione relativo alla società A2A Reti Elettriche S.p.A. utilizzando il meccanismo previ-

sto dal TIT adottato con Delibera n. 348/07, e valido per il periodo 2008–2011. A tal fine

l’Autorità, con Deliberazione 5/2012/R/eel, ha provveduto a calcolare per l’anno 2011 le varia-

zioni percentuali dei parametri tariffari unitari necessarie per il calcolo del fattore Csa. Tale

fattore è stato comunicato in acconto dalla Cassa Conguaglio del Settore Elettrico, secondo le

indicazioni di cui alla Delibera dell’Autorità ARG/elt 87/09.

Perequazione misura e integrazione dei ricavi di misura a copertura del costo residuo

non ammortizzato dei misuratori elettromeccanici sostituiti con misuratori elettroni-

ci ai sensi della Deliberazione n. 292/06

L’Autorità per l’Energia Elettrica con Delibera ARG/elt 199/11, ha adottato il Testo Integrato delle

disposizioni per l’erogazione del servizio di Misura dell’Energia elettrica (TIME) che include, tra

l’altro, il meccanismo di perequazione dei ricavi di misura per i punti di prelievo in bassa tensione

valido a partire dalle competenze relative all’anno 2012, le cui differenze rispetto al precedente

sono limitate ad aspetti tecnici, stanti le logiche sottese fondamentalmente invariate.

Con il medesimo provvedimento l’Autorità ha altresì introdotto il meccanismo di integrazione

dei ricavi di misura a copertura del costo residuo non ammortizzato dei misuratori elettromec-

canici sostituiti con misuratori elettronici ai sensi della Deliberazione n. 292/06. Si ricorda, a tal

proposito, che nel terzo periodo regolatorio il costo residuo non ammortizzato veniva ricono-

sciuto direttamente nella quota della tariffa a copertura degli ammortamenti, calcolata, tra l’al-

tro, non considerando le dismissioni di misuratori dovute a sostituzioni con misuratori conformi.

Il nuovo meccanismo, al contrario, rende esplicito il riconoscimento, rendendolo indipendente

dalla definizione delle tariffe; tale meccanismo sarà valido per il periodo 2012–2027, ma gli opera-

tori hanno facoltà di richiedere il riconoscimento in unica soluzione dell’integrazione spettante.

Investimenti in Smart Grids

Con Delibera ARG/elt 12/11, l’Autorità ha pubblicato la graduatoria dei progetti ammessi al trat-

tamento incentivante di cui al comma 11.4, lettera d), del TIT (2008-2011).


Filiera Reti

205

In particolare, gli investimenti relativi ai progetti pilota presentati da A2A Reti Elettriche S.p.A.

comprendenti sistemi di automazione, protezione e controllo di reti attive MT (Smart Grids)

riferiti alla Cabina Primaria Lambrate (ambito Milano) e alla Cabina Primaria Gavardo (ambito

Brescia) si sono classificati al primo ed al terzo posto.

Ai nuovi investimenti relativi ai progetti pilota comprendenti sistemi di automazione, prote-

zione e controllo di reti attive MT (Smart Grids) il comma 11.4 del TIT prevede il riconoscimen-

to di una maggiorazione del tasso di remunerazione del capitale investito, pari al 2%, per 12

anni. Tale maggiore remunerazione é riconosciuta anche nel quarto periodo regolatorio (art.

12.5 del TIT 2012-2015).

Auto elettrica

Con Delibera ARG/elt 96/11 l’Autorità ha incluso il progetto pilota di A2A S.p.A. denominato

e-moving, per l’installazione di colonnine per la ricarica pubblica dei veicoli elettrici, nel

novero dei 5 progetti pilota su scala nazionale. I progetti ammessi sono monitorati

dall’Autorità al fine di pervenire nei prossimi anni ad una regolazione specifica di questo

segmento di mercato.

Qualità e continuità settore elettrico

Con Delibera ARG/elt 198/11 l’Autorità ha pubblicato il nuovo Testo Integrato (TIQE), in vigore

dal 1° gennaio 2012, che regolamenta la continuità del servizio e definisce i livelli specifici e

generali di qualità commerciale per il periodo 2012-2015.

È stato confermato il principio, proposto dall’Autorità in fase di consultazione, di incentivazio-

ne speciale per gli ambiti territoriali con livello di partenza della durata delle interruzioni supe-

riore a una volta e mezza il livello obiettivo, ed il principio di decelerazione dell’incentivazione

per gli ambiti territoriali che per ogni anno del periodo 2008-2011 hanno registrato un indica-

tore D, uguale o migliore del livello obiettivo. Si precisa, a tale proposito, che i livelli obiettivo

definiti dall’Autorità dovranno essere raggiunti da ciascun ambito territoriale rispettivamente

entro la scadenza del 2015 per l’indicatore della durata, e del 2019 per l’indicatore del numero.

Con Delibera 311/2012/R/eel l’Autorità, in ottemperanza a quanto previsto dall’articolo 22 del

TIQE (Testo Integrato della regolazione della qualità dei servizi di distribuzione e misura dell’e-

nergia elettrica), ha determinato i livelli di partenza ed i livelli tendenziali di continuità del ser-

vizio per gli anni 2012-2015, con riferimento alle imprese di distribuzione, tra cui A2A Reti

Elettriche S.p.A. e Camuna Energia S.r.l., che hanno comunicato all’AEEG i dati di continuità del

servizio elettrico per il periodo 2010-2011, e per le quali si applica la regolazione incentivante

della durata e del numero delle interruzioni senza preavviso di cui al Titolo 4 del medesimo

TIQE.


Filiera Reti

206

Provvedimenti comuni ai due settori (distribuzione gas ed energia elet-trica)

Efficienza energetica

Il decreto del Ministero dello sviluppo economico del 21 dicembre 2007 ha rivisto e aggiornato

i decreti del Ministro delle attività produttive e del Ministro dell’ambiente del 20 luglio 2004,

che obbligano i distributori di energia elettrica e gas naturale che al 31 dicembre 2001 serviva-

no almeno 100.000 clienti finali al rispetto di obiettivi di risparmio energetico quantificati in

funzione dell’energia distribuita. Ai fini del conseguimento di tali obiettivi, i distributori devo-

no sviluppare progetti di risparmio energetico nel rispetto delle disposizioni della Legge n.

239/04 (cd. Legge Marzano), e dei relativi dispositivi di attuazione, in particolare in materia di

attività post-contatore. Il decreto del 2007 fissa i nuovi obiettivi di riferimento per il triennio

2010 – 2012.

In data 29 marzo è entrato in vigore il D.Lgs. n. 28/2011 di attuazione della Direttiva Europea

2009/28/CE sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili. Le principali misure

previste, peraltro, potranno essere attuate solo a seguito dell’emanazione di ulteriori decreti

ministeriali (per la maggior parte a cura di Mse e Minambiente), i quali ad oggi non sono ancora

stati emanati. Il D.M. del 21 dicembre 2007, sulla revisione del D.M. del 20 luglio 2004, ha defi-

nito infatti gli obiettivi di risparmio energetico a carico dei soggetti obbligati per gli anni fino al

2012. Sempre ai sensi del D.Lgs. 28/11, entro il mese di settembre 2011, l’Enea avrebbe inoltre

dovuto trasmettere al Mse 15 schede tecniche relative a interventi in diversi settori.

Il perdurante ritardo nell’implementazione dei provvedimenti sopracitati, al pari della lunga

attesa dei decreti inerenti le energie rinnovabili, sta pesantemente condizionando i mercati di

riferimento introducendo elementi di incertezza.

Con Delibera EEN 9/11 l’Autorità ha aggiornato, mediante sostituzione dell’allegato A alla

Delibera n.103/03 e s.m.i., le Linee Guida per la preparazione, esecuzione e valutazione dei pro-

getti di cui all’articolo 5.1 del D.M. 20 luglio 2004 e s.m.i.. L’Autorità ha inoltre formalizzato l’ap-

plicazione del nuovo metodo di calcolo dei risparmi di efficienza energetica a tutti i progetti,

con riferimento ai risparmi conseguiti dal 1° novembre 2011 e fino al termine della vita utile di

ogni intervento, in conformità con quanto previsto dal D.Lgs. n.28/11.

A tale proposito è previsto che i risparmi ancora spettanti nei confronti di progetti presentati

all’Autorità precedentemente alla data di entrata in vigore di tali Linee Guida, maturati dopo il

1° novembre 2011, siano certificati, a decorrere dal 1° novembre 2011 e fino al termine della vita

utile di ogni intervento previsto, sulla base della nuova modalità di calcolo. L’Autorità, con

determina 3/2012 ha pertanto riconosciuto ai rispettivi progetti di A2A Reti Elettriche S.p.A. ed

A2A Reti Gas S.p.A. l’incremento di TEE spettante.


Filiera Reti

207

Si segnala inoltre che il Decreto Mse del 12 novembre 2011 n. 226 (illustrato nel dettaglio nel

paragrafo dedicato all’attività di distribuzione del gas naturale), prevede, tra le condizioni eco-

nomiche oggetto di gara, che il partecipante realizzi investimenti di efficienza energetica nel-

l’ambito oggetto di aggiudicazione, in aggiunta rispetto agli obiettivi annuali del distributore,

che diano luogo all’emissione di TEE il cui valore sarà riconosciuto agli enti locali concedenti.

Gli interventi addizionali dovranno essere limitati agli usi finali del gas naturale.

Il D.M. 5 settembre 2011 ha introdotto un nuovo regime di sostegno economico per la

Cogenerazione ad Alto Rendimento (CAR), la cui gestione è stata affidata al Gse. Il D.M. preve-

de che il Gse rilasci certificati bianchi ai soggetti proprietari o detentori di impianti riconosciu-

ti come CAR, introducendo il divieto di cumulabilità tra i TEE rilasciati dal Gse in attuazione del

medesimo decreto, ed i TEE rilasciati agli operatori ai sensi dei decreti 20 luglio 2004 e s.m.i..

Con Delibera 203/2012/R/efr, l’Autorità ha recepito quanto disposto dal D.M. 5 settembre 2011

in materia di riconoscimento da parte del Gse di TEE di tipo II agli impianti riconosciuti come

CAR, preservando al contempo la capacità del meccanismo dei TEE di contabilizzare, in modo

trasparente, la riduzione dei consumi delle diverse forme di energia e in modo da tracciare

l’impatto dei certificati stessi sul funzionamento e sui risultati dei TEE. Sulla base di tali dispo-

sizioni sono pertanto state aggiornate le relative Linee Guida (All. A alla Delibera EEN n. 9/11),

prevedendo una nuova tipologia di TEE II-CAR, attestanti risparmi di energia riconosciuti dal

Gse ai sensi del D.M. 5 settembre 2011.

Come precisato sopra, i TEE II-CAR, non ritirati dal Gse, possono essere utilizzati dai soggetti

obbligati per assolvere il proprio obbligo annuale di risparmio energetico e sono soggetti al

contributo tariffario previsto dalla regolazione vigente.

In attuazione dell’art. 25 del D.Lgs. n. 28/11, il Ministero dello Sviluppo Economico, con DM 5

luglio 2012, ha definito le modalità di incentivazione per la produzione di energia elettrica da

impianti solari fotovoltaici (cd. V Conto Energia). Con Deliberazione 292/2012/R/efr, l’Autorità

ha poi disposto l’applicazione del D.M. di cui sopra dal 27 agosto 2012, ovvero al raggiungimen-

to di un costo cumulato annuo degli incentivi pari a 6 miliardi di euro, come previsto dallo stes-

so V Conto Energia. In ottemperanza a quanto previsto dall’articolo 11 del D.M., l’Autorità, con

Deliberazione 293/2012/R/efr, al fine di assicurare lo sviluppo del fotovoltaico con modalità

compatibili con la sicurezza del sistema elettrico, ed assicurando altresì il coordinamento con i

provvedimenti di pari finalità inerenti le fonti rinnovabili diverse dal fotovoltaico, nonché con

le misure di cui agli articoli 17 e 18 del D.Lgs. n. 28/11, ha avviato un procedimento per l’adozione

di propri provvedimenti ai fini dell’attuazione delle disposizioni dello stesso decreto.

L’AEEG dovrà infine definire le modalità di copertura in tariffa delle risorse necessarie all’ero-

gazione degli incentivi per la produzione di energia elettrica da fotovoltaico, oltre alle modalità


Filiera Reti

208

per il ritiro, da parte del Gse, dell’energia elettrica immessa in rete dagli impianti incentivanti

con la tariffa omnicomprensiva ai sensi del decreto, stabilendo inoltre le modalità di cessione

al mercato della medesima energia elettrica da parte del Gse.

Contributo tariffario

Il valore del contributo tariffario unitario riconosciuto per ogni anno (t+1) d’obbligo successi-

vo al 2008 è definito dall’Autorità entro il 30 novembre dell’anno precedente (t).

Il valore del contributo tariffario riconosciuto per il conseguimento degli obiettivi di risparmio

energetico per l’anno 2011, determinato con Delibera EEN n. 16/10 (così come rettificata dalla

Delibera EEN n. 17/10), è pari a 93,68 euro/tonnellata equivalente di petrolio risparmiata.

Con Delibera EEN n.12/11, nelle more della completa definizione dei previsti provvedimenti

normativi di riforma del meccanismo di efficienza energetica, l’Autorità ha aggiornato il con-

tributo tariffario unitario per il conseguimento degli obiettivi di risparmio energetico per l’an-

no 2012, pari a 86,98 euro/tep.

Obiettivi di risparmio energetico per l’anno 2012

Con Delibera EEN n. 13/11, l’Autorità ha determinato gli obiettivi specifici di risparmio di ener-

gia primaria per l’anno 2012 in capo ai distributori di gas ed energia elettrica. Gli obiettivi di

riferimento per i distributori obbligati del Gruppo A2A sono riportati nella seguente tabella:

Distributore Obiettivi anno 2012 (tep)

A2A Reti Elettriche S.p.A. 140.961

A2A Reti Gas S.p.A. 164.738

In ottemperanza a quanto previsto dalla Delibera n. 98/06, ai fini della verifica dell’obiettivo

specifico per l’anno 2011, assegnato con Delibera EEN n. 18/10 e pari a 144.162 tep, A2A Reti Gas

S.p.A. ha provveduto ad annullare 109.560 tep a valere sull’obbligo 2011. A2A Reti Elettriche

S.p.A., ai fini della verifica dell’obiettivo specifico per l’anno 2011, assegnato con la medesima

Delibera EEN 18/10 e pari a 144.103 tep, ha invece provveduto ad annullare 112.130 tep.

Ai sensi del D.M. 21 dicembre 2007 e s.m.i., la quota mancante per il soddisfacimento dell’ob-

bligo relativo all’anno 2011 dovrà essere compensata entro il 2013.

I distributori hanno inoltre provveduto all’annullamento di titoli corrispondenti alla parte

dell’obbligo di risparmio energetico per l’anno 2010, non compensata in occasione dell’annul-

lamento dell’obiettivo per tale anno.


Filiera Reti

209

Disposizioni in materia di separazione contabile e funzionale (unbund-ling)

Con la Delibera n. 11/07, parzialmente modificata dalle Delibere nn. 253/07 e ARG/com 57/10,

l’Autorità ha emanato il Testo Integrato in materia di separazione amministrativa e contabile

per le imprese operanti nei settori dell’elettricità e del gas, modificando la vigente disciplina in

materia (definita con Delibere nn. 310/01 e 311/01).

Tale provvedimento dispone, da una parte, l’invio annuale all’Autorità dei conti annuali sepa-

rati, volti a garantire, tra l’altro, l’assenza di sovvenzioni incrociate tra le attività regolate e non

regolate, oltre ad un flusso informativo certo, omogeneo e dettagliato circa la situazione eco-

nomica e patrimoniale delle imprese, anche al fine di ottenere dati su cui calcolare le tariffe dei

servizi regolati, mentre dall’altra impone, all’interno di gruppi verticalmente integrati, obblighi

di separazione funzionale delle attività di distribuzione di energia elettrica e gas, trasmissione

di energia elettrica e trasporto di gas dalle attività esercitate in regime di libero mercato, con

l’obiettivo di garantire la neutralità della gestione di tali infrastrutture e di impedire discrimi-

nazioni nell’accesso ad informazioni commercialmente sensibili e trasferimenti incrociati di

risorse tra i segmenti delle filiere (finalità - quest’ultima - più direttamente perseguita attra-

verso le disposizioni in materia di separazione contabile).

In attuazione delle disposizioni adottate in tema di separazione funzionale con Determina del

Direttore della Direzione Tariffe n. 6/10, A2A Reti Elettriche S.p.A., A2A Reti Gas S.p.A., Mincio

Trasmissione S.r.l., Retragas S.p.A., SEASM S.r.l. e Azienda Servizi Valtrompia S.p.A. hanno

provveduto agli adempimenti previsti dal TIU per l’anno 2012.

L’Autorità è intervenuta in materia di separazione contabile e funzionale con Deliberazione

36/2012/R/com introducendo un sistema di penalizzazioni nei confronti degli operatori ina-

dempienti, entro i termini previsti, agli obblighi d’invio dei conti annuali separati o delle comu-

nicazioni previste inerenti la separazione funzionale.

Inoltre, con Deliberazione 266/2012/R/com ha provveduto ad integrare il procedimento avvia-

to con la Delibera ARG/com 133/10, già integrato precedentemente con la Delibera ARG/com

115/11, in materia di separazione amministrativa e contabile. In particolare, l’Autorità, anche

alla luce dei nuovi poteri ad essa conferiti con il D.L. 201/11 in tema di regolazione dei servizi

idrici, ritiene opportuno ampliare gli obiettivi del procedimento includendo, oltre alla revisio-

ne e all’eventuale semplificazione della normativa in materia di separazione contabile per i set-

tori dell’energia elettrica e del gas, anche la definizione della normativa in materia di separa-

zione amministrativa e contabile dei servizi che costituiscono il servizio idrico integrato, come

peraltro previsto nel Documento di consultazione 204/2012/R/idr in tema di tariffe idriche (cfr.

sezione relativa).


Filiera Reti

210

Modifiche alla normativa in materia di Robin Tax

La Legge n.148/11, di conversione, con modificazioni, del Decreto Legge del 13 agosto 2011, n.138

recante ulteriori misure urgenti per la stabilizzazione finanziaria e per lo sviluppo (di seguito, la

“Manovra di Ferragosto”), modifica le disposizioni vigenti in materia di Robin Tax, prevedendo,

per i tre periodi d’imposta successivi a quello in corso al 31 dicembre 2010, oltre ad un aumento

dell’addizionale sull’IRPEF (che raggiunge il valore del 10,5%) l’estensione del perimetro dei sog-

getti obbligati agli operatori attivi nella distribuzione, trasporto e trasmissione di energia elettri-

ca e gas naturale, nonché la riduzione delle soglie di esenzioni: sono soggetti a Robin Tax gli ope-

ratori che abbiano conseguito nel periodo di imposta precedente un volume di ricavi superiore a

10 milioni di euro e un reddito imponibile superiore a 1 milione di euro. Con riferimento al Gruppo

A2A, per effetto di tali modifiche, sono soggetti all’imposta (oltre agli operatori già in precedenza

contribuenti) i due distributori A2A Reti Elettriche S.p.A. e A2A Reti Gas S.p.A..

Si segnala altresì che la Commissione Tributaria di Pavia, a seguito di una richiesta di rimborso

della Robin Tax avanzata da un operatore, ha ritenuto la questione di legittimità costituzionale

“rilevante e non manifestamente infondata”, ed ha, pertanto, sospeso il giudizio trasmetten-

do gli atti alla Consulta che ha fissato l’udienza sulla questione di legittimità costituzionale per

il prossimo mese di gennaio.

Infine, l’Autorità con Deliberazione 394/2012/E/rht ha proceduto al riordino delle disposizioni

in materia di vigilanza sulla puntuale osservanza del divieto di traslazione della maggiorazione

d’imposta. Rispetto alla normativa precedente in materia, le principali novità riguardano l’in-

troduzione della possibilità di irrogare sanzioni ed avviare ispezioni in caso di inottemperanza

degli obblighi di comunicazione dei dati, e la modifica del presupposto per le richieste di moti-

vazioni e l’eventuale procedimento individuale successivo, che passa da variazione positiva

tout court a variazione positiva derivante dalla dinamica dei prezzi.

Servizio idrico integrato

Con il Decreto Legge 29 dicembre 2010, n. 225 (cd. Decreto Milleproroghe) è stata disposta la

proroga generalizzata al 31 marzo 2011 di alcuni regimi giuridici con scadenza in data anteriore al

15 marzo 2011. La conversione in legge del Decreto Legge del 25 gennaio 2010 n. 2, infatti, preve-

deva l’abolizione delle Autorità d’Ambito Territoriale Ottimale e dava alle regioni il compito di

attribuire (eventualmente a nuovi soggetti) le funzioni esercitate dalle Autorità d’Ambito

Ottimale nel rispetto dei principi di sussidarietà, differenziazione e adeguatezza. Con Legge

Regionale 27 dicembre 2010, n. 21, la Regione Lombardia ha previsto che le funzioni già esercitate

dalle Autorità di Ambito fossero attribuite alle province. Il Decreto del Presidente del Consiglio

dei Ministri del 25 marzo 2011, recante “Ulteriore proroga di termini relativa al Ministero dell’am-

biente e della tutela del territorio e del mare”, ha poi fissato al 31 dicembre 2011 il termine entro il

quale procedere alla soppressione delle Autorità d’Ambito ed ai successivi adempimenti.


Filiera Reti

211

In esito alla consultazione referendaria del 12 e 13 giugno 2011 sulla Gazzetta Ufficiale n.167 del

20 luglio 2011 sono stati pubblicati i Decreti del Presidente della Repubblica con i quali è stata

dichiarata l’abrogazione delle disposizioni legislative oggetto dei referendum citati.

Pertanto la normativa in tema di servizi idrici integrati sarà soggetta ad ulteriori modifiche

normative.

Infine l’articolo 21, commi 13 e 14, del D.L. n. 201/11 (cd. Decreto Salva Italia) dispone la soppres-

sione dell’Agenzia nazionale per la regolazione e la vigilanza in materia di acqua (da poco isti-

tuita) prevedendo che le relative funzioni e le inerenti risorse finanziarie e strumentali, com-

presi i relativi rapporti giuridici attivi e passivi, vengano trasferite, in assenza di alcuna

procedura di liquidazione, neppure giudiziale, all’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas e al

Ministero dell’ambiente e della tutela del territorio e del mare.

Le funzioni da trasferire all’Autorità sono state individuate dal Decreto del Presidente del

Consiglio dei Ministri 20 luglio 2012 pubblicato in G.U. del 3 ottobre 2012, n. 231. In particolare

viene chiesto all’Autorità di:

• definire i livelli minimi e gli obiettivi di qualità del servizio idrico integrato;

• predisporre una o più convenzioni tipo per la regolazione dei rapporti tra autorità compe-

tenti all’affidamento del servizio e soggetti gestori;

• definire le componenti di costo per la determinazione della tariffa;

• predisporre e rivedere periodicamente il metodo tariffario;

• verificare la corretta redazione del piano d’ambito;

• approvare le tariffe;

• adottare direttive per la trasparenza della contabilità e per la separazione contabile e

amministrativa dei gestori;

• esprimere pareri;

• formulare proposte di revisione della disciplina vigente;

• tutelare i diritti degli utenti;

• integrare la relazione al Governo e al Parlamento con un’apposita sezione dedicata all’acqua;

• svolgere funzioni di raccolta, elaborazione e restituzione di dati statistici e conoscitivi;

• definire ulteriori programmi di attività e le iniziative da porre in essere a garanzia degli

utenti d’intesa con le Regioni.

Il Ministero dell’ambiente, infine, continuerà ad esercitare le restanti funzioni non trasferite

all’Autorità.

In attesa della pubblicazione del DPCM appena citato, l’Autorità ha comunque pubblicato il

Documento di consultazione 204/2012/R/idr nel quale illustra i propri orientamenti relativa-

mente alla regolazione del servizio idrico integrato, ed al quale hanno fatto seguito specifici

Documenti di consultazione di approfondimento delle diverse tematiche, quali il DCO


Filiera Reti

212

290/2012/R/idr, il quale illustra il metodo tariffario valido nel periodo transitorio (2012 – 2013)

e le specifiche inerenti la raccolta dati finalizzata al calcolo delle tariffe, ed il DCO

348/2012/R/idr, il quale illustra gli orientamenti dell’Autorità in materia di contenuti minimi e

trasparenza dei documenti di fatturazione del servizio idrico integrato.

Infine, si ricorda che la Legge 24 marzo 2012, n. 27 (Conversione in legge, con modificazioni, del

Decreto Legge 24 gennaio 2012, n. 1, recante disposizioni urgenti per la concorrenza, lo svilup-

po delle infrastrutture e la competitività – cd. D.L. Liberalizzazioni) ha stabilito altresì il versa-

mento del contributo degli esercenti dei servizi idrici a favore dell’Autorità per l’Energia

Elettrica e il Gas.

Per approfondimenti a tale riguardo si rimanda a quanto indicato nella sezione relativa ai Rischi.

Regime tariffario

Il legislatore, con l’articolo 21, comma 19 della Legge 214/11 (cd. D.L. Salva Italia), ha disposto il tra-

sferimento all’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas delle funzioni attinenti alla regolazione ed al

controllo dei servizi idrici, da esercitare con i medesimi poteri attribuiti all’Autorità stessa dalla

Legge 481/95, mentre l’individuazione della totalità delle funzioni spettanti all’Autorità è stata

demandata al Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri precedentemente illustrato.

A seguito di ciò l’Autorità, con Deliberazione del 2 febbraio 2012 n. 29/2012/A/idr, ha costituito

un gruppo di lavoro funzionale allo svolgimento delle attività preparatorie e ricognitive relati-

ve alle nuove funzioni di regolazione e controllo ad essa attribuite.

Tuttavia, il Ministro dell’ambiente e della tutela del territorio e del mare, con lettera del 24 feb-

braio 2012, ha segnalato all’Autorità che i provvedimenti in materia tariffaria, ed in particolare

quelli conseguenti agli esiti del referendum di giugno 2011 relativi all’eliminazione della remu-

nerazione del capitale investito, debbano essere adottati anche nelle more dell’emanazione

del DPCM ricordato in precedenza.

Di conseguenza l’Autorità, con Deliberazione 74/2012/R/idr, ha avviato un procedimento per

l’adozione di provvedimenti tariffari in materia di servizi idrici volto ad adeguare tale regola-

zione ai principi indicati dalla normativa europea e nazionale, garantendo adeguati livelli di

qualità dei servizi medesimi.

Nell’ambito di tale procedimento, sono stati emanati i Documenti di consultazione 204/2012/R/idr

e 290/2012/R/idr, contenenti rispettivamente gli indirizzi generali sulla futura regolazione del setto-

re e la definizione del metodo tariffario applicabile nel periodo transitorio (2012-2013).

L’Autorità prevede che la metodologia di aggiornamento delle tariffe segua, in forma genera-

le, alcuni fra i criteri attualmente sottesi con riferimento ai servizi energia elettrica e gas, tra i


Filiera Reti

213

quali la previsione di vincolo ai ricavi, e le medesime modalità di gestione delle immobilizzazio-

ni materiali all’interno degli oneri finanziari. Pertanto il periodo transitorio, pur basandosi su

alcune semplificazioni, già include la maggior parte dei meccanismi di riconoscimento dei

costi che verranno adottati nel metodo a regime. Per gli anni 2012 e 2013 si provvederà a calco-

lare un coefficiente moltiplicativo da applicarsi alle tariffe del servizio idrico integrato in vigo-

re nel 2012. Tale coefficiente ingloberà i costi finanziari, l’efficientamento dei costi operativi,

ed una ripartizione dei ricavi della filiera idrica.

A seguito di ciò l’Autorità, con Deliberazione 347/2012/R/idr, ha definito i contenuti informativi

e le procedure di raccolta dati in materia di servizio idrico integrato per la determinazione

tariffaria 2013 dei servizi idrici.

A.T.O. Provincia di Brescia

Con Deliberazione del Consiglio di Amministrazione dell’Ufficio d’Ambito di Brescia n.18 del 28

dicembre 2011 sono state approvate le tariffe relative all’anno 2012 da applicare, per i diversi

usi, nei differenti Comuni appartenenti all’ambito e la definizione della componente vincolata

della quota di tariffa di depurazione da applicare alle utenze prive del servizio di depurazione

con riferimento all’anno 2012.

L’articolazione e la modulazione tariffaria per l’anno 2012 individua i valori unitari della tariffa

in funzione degli scaglioni di consumo e dei diversi usi che sono applicati ai Comuni ricompresi

in tre bacini tariffari (A, B e C) ai quali si è aggiunto uno specifico bacino tariffario, denominato

Bacino di Ingresso, con tariffe per usi e consumi inferiori a quelle del bacino A, al quale vengo-

no applicate le tariffe più basse e con la previsione di allineamento alla Tariffa di Riferimento

Media (TRM) di ambito nell’arco di tre anni; tale bacino comprende i restanti Comuni

dell’A.T.O. della Provincia di Brescia con applicazione della relativa articolazione tariffaria a

decorrere dalla data di avvio della gestione del sistema idrico integrato.

Si riporta di seguito una sintesi dei principali dati quantitativi ed economici della filiera.

Dati quantitativi

3° Trim. 3° Trim. 30 09 2012 30 09 2011 Variazioni % 2012 2011 2012/2011

2.804 2.859 Energia elettrica distribuita (GWh) 8.541 8.615 (74) (0,9%)

134 140 Gas distribuito (Mmc) 1.329 1.295 34 2,6%

41 41 Gas trasportato (Mmc) 271 267 4 1,5%

19 18 Acqua distribuita (Mmc) 52 51 1 2,0%

L’energia elettrica distribuita nel periodo in esame è stata pari a 8.541 GWh, sostanzialmente

in linea rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente.


Filiera Reti

214

Le quantità di gas distribuito e trasportato si sono attestate rispettivamente a 1.329 Mmc e 271

Mmc, in lieve crescita rispetto ai primi nove mesi del 2011.

L’acqua distribuita è risultata pari a 52 Mmc (51 milioni di metri cubi al 30 settembre 2011).

Nei primi nove mesi del 2012 l’energia elettrica distribuita dal Gruppo EPCG è risultata in cre-

scita del 2,8%, come riportato nella tabella seguente:

3° Trim. 3° Trim. EPCG 30 09 2012 30 09 2011 Variazioni % 2012 2011 2012/2011

642 628 Energia elettrica distribuita (GWh) 1.953 1.899 54 2,8%

Dati economici


178 167 Ricavi 541 514 27

71 71 Margine Operativo Lordo 205 199 6

39,9% 42,5% % su Ricavi 37,9% 38,7%

(28) (28) Ammortamenti e accantonamenti (82) (82) –


24,2% 25,7% % su Ricavi 22,7% 22,8%

28 30 Investimenti 81 85 (4)

Nei primi nove mesi dell’anno la Filiera Reti ha evidenziato ricavi per 541 milioni di euro, di cui

56 milioni di euro attribuibili al Gruppo EPCG (514 milioni di euro al 30 settembre 2011, di cui 50

milioni di euro attribuibili al Gruppo EPCG).

Il Margine Operativo Lordo si è attestato a 205 milioni di euro (199 milioni di euro nei primi

nove mesi dell’esercizio precedente). Tale andamento è ascrivibile ai maggiori margini conse-

guiti nel comparto della Distribuzione gas per l’applicazione del meccanismo di gradualità dei

ricavi previsto dalla normativa in vigore, nonché al contributo positivo del Ciclo Idrico

Integrato per effetto dell’incremento delle tariffe entrato in vigore nel dicembre 2011.

Gli Ammortamenti e accantonamenti sono risultati pari a 82 milioni di euro, in linea rispetto al

medesimo periodo dell’esercizio 2011.

Alla luce delle dinamiche sopra esposte, il Risultato operativo netto si è attestato a 123 milioni

di euro (117 milioni di euro nei primi nove mesi del 2011).

Nelle aree di Milano e Brescia gli Investimenti al 30 settembre 2012 sono risultati pari a 68

milioni di euro e hanno riguardato:

• nel comparto Distribuzione elettrica, interventi di sviluppo e mantenimento degli impianti

ed in particolare, l’allacciamento di nuovi utenti, il mantenimento delle cabine secondarie,


Filiera Reti

215

l’ampliamento e il rifacimento della rete in media e bassa tensione, nonché interventi di

mantenimento e potenziamento degli impianti primari (30 milioni di euro);

• nel comparto Distribuzione gas, interventi di sviluppo e mantenimento degli impianti rela-

tivi all’allacciamento di nuovi utenti, alla sostituzione di tubazioni in media e bassa pressio-

ne e dei contatori gas (30 milioni di euro);

• nel comparto Ciclo Idrico Integrato, interventi sulla rete di trasporto e distribuzione del-

l’acqua, nonché interventi sulle reti fognarie (8 milioni di euro).

Gli Investimenti realizzati dal Gruppo EPCG, pari a 13 milioni di euro, hanno riguardato inter-

venti di sviluppo e mantenimento della rete di distribuzione nonché interventi di sostituzione

dei contatori.


Filiera Reti

216

Di seguito si riporta una breve descrizione delle attività svolte in questo settore:

• Corporate(7): attività di indirizzo, coordinamento e controllo quali lo sviluppo del busi-

ness, l’indirizzo strategico, la pianificazione e il controllo, la gestione finanziaria e il coordi-

namento delle attività del Gruppo; servizi centrali a supporto del business e delle attività

operative (es. servizi amministrativi e contabili, legali, di approvvigionamento, di gestione

del personale, di information technology, di comunicazione, etc.), erogati dalla capogrup-

po a fronte di appositi contratti di servizio intercompany;

• Altri servizi: attività relative a servizi di videosorveglianza, trasmissione dati, telefonia e

accessi ad internet.

Oltre alle attività svolte direttamente da A2A S.p.A., sono incluse in tale ambito le società di

seguito riportate:

(7) Include la Direzione Generale Area Corporate e Mercato, lo staff della Direzione Generale Area Tecnico-Operativa e gli staff dellaPresidenza del Consiglio di Gestione e del Consiglio di Sorveglianza.

Altri servizi e Corporate


217

Altri servizi e Corporate

Altri servizi

Corporate


• Selene

• Aspem S.p.A.

• A2A Logistica

• EPCG

Dati economici


64 57 Ricavi 187 170 17

(2) (2) Margine Operativo Lordo (3) (16) 13

(3,1%) (3,5%) % su Ricavi (1,6%) (9,4%)

(17) (10) Ammortamenti e accantonamenti (13) (23) 10

(19) (12) Risultato operativo netto (16) (39) 23

(29,7%) (21,1%) % su Ricavi (8,6%) (22,9%)

4 5 Investimenti 16 16 –

Nei primi nove mesi del 2012, i ricavi della Filiera Altri Servizi e Corporate sono risultati pari a

187 milioni di euro (170 milioni di euro al 30 settembre 2011).

Il Margine Operativo Lordo evidenzia un miglioramento rispetto al medesimo periodo dell’e-

sercizio precedente (+13 milioni di euro) principalmente attribuibile all’effetto di componenti

positive di reddito non ricorrenti registrate nel periodo in esame.

Al miglioramento della marginalità, ha inoltre contribuito il settore Corporatedella partecipa-

ta EPCG (+3 milioni di euro rispetto ai primi nove mesi del 2011).

Gli Ammortamenti e accantonamenti del periodo risultano pari a 13 milioni di euro (23 milioni

di euro nei primi nove mesi del 2011). Tale variazione è attribuibile al rilascio di fondi rischi pre-

cedentemente accantonati.

Al netto di Ammortamenti ed accantonamenti, il Risultato operativo netto risulta negativo per

16 milioni di euro (negativo per 39 milioni di euro al 30 settembre 2011).

Gli Investimenti del periodo, pari a 16 milioni di euro, hanno riguardato principalmente inter-

venti sui sistemi informativi (14 milioni di euro) e sulle reti di telecomunicazioni (1 milione di

euro).



218

Il quarto trimestre dell’esercizio in corso confermerà il buon andamento gestionale sinora

osservato, consentendo alla società di chiudere l’esercizio con una marginalità industriale in

crescita rispetto all’anno precedente e con un utile di esercizio (nel quarto trimestre del 2011

le svalutazioni connesse all’operazione di riorganizzazione Edison-Edipower avevano invece

pesato negativamente sull’intero risultato dell’anno chiusosi in perdita).

Evoluzione prevedibiledella gestione


219

Il Gruppo A2A si è dotato di un processo di assessment e reporting dei rischi che si ispira alla

metodologia dell’Enterprise Risk Management delCommittee of Sponsoring Organizations of

the Treadway Commission (COSO report) e che si propone di rendere la gestione dei rischi di

business parte integrante e sistematica dei processi di management.

In particolare, A2A S.p.A. ha definito un proprio modello dei rischi che tiene conto delle carat-

teristiche del Gruppo, della sua vocazione multi-business e del settore di appartenenza. Il pro-

cesso di self-assessment dei rischi, avviato nel 2010, coinvolge direttamente il management. Il

Gruppo ha istituito la nuova funzione di Risk Management cui fanno capo sia le responsabilità

sul processo di Enterprise Risk Management che quelle sull’Energy Risk Management (già con-

solidate), con l’obiettivo di sviluppare ulteriormente ed integrare nei processi aziendali le atti-

vità di gestione dei rischi.

Di seguito si procede alla descrizione dei principali rischi e incertezze cui il Gruppo è esposto

considerando i settori di attività in cui opera, le peculiarità del modello di business adottato e,

con riferimento all’ingresso della società Edipower S.p.A. nel perimetro del Gruppo A2A, alcu-

ne informazioni specifiche di sintesi.

Rischi finanziari

Rischio prezzo commodities

Nell’ambito della Unità Organizzativa Risk Management è gestito il rischio prezzo commodi-

ties, ovvero il rischio di mercato legato alle variazioni dei prezzi delle materie prime energeti-

che quali energia elettrica, gas naturale, carbone, olio combustibile nonché dei prodotti deri-

vati da tali materie prime.

Il rischio di mercato legato alle oscillazioni del prezzo delle commodities energetiche e del

cambio ad esse associato, viene gestito centralmente mediante un processo di netting sull’e-

sposizione totale del portafoglio di Gruppo, costantemente monitorata.

Rischi e incertezze


220

Attraverso la gestione di strumenti finanziari derivati si persegue l’obiettivo di stabilizzare i

flussi di cassa generati dal portafoglio di assete dai contratti in essere per garantire l’equilibrio

economico e finanziario del Gruppo.

Annualmente il Consiglio di Gestione di A2A S.p.A. definisce i limiti di rischio commodity del

Gruppo.

Il Comitato Rischi, in coerenza con la Energy Risk Policy del Gruppo, vigila sul rispetto di tali

limiti definendo, laddove necessario, strategie di copertura volte a riportare tale rischio

entro i limiti stabiliti.

La società Edipower S.p.A., entrata nel perimetro del Gruppo A2A, in virtù del modello indu-

striale adottato non risulta esposta, se non in misura marginale, ai rischi tipici del mercato

elettrico quali quelli connessi con l’attività di approvvigionamento del combustibile e la

vendita di energia elettrica.

Per un approfondimento sul rischio prezzo su commodities e sulle modalità di governance si

rimanda al paragrafo “Altre informazioni” della Relazione annuale consolidata.

Rischio di tasso di interesse

Il rischio di tasso di interesse è legato ai finanziamenti a medio e lungo termine ed ha un impat-

to differente a seconda che il finanziamento sia stipulato a tasso fisso o variabile. Infatti, se il

finanziamento è a tasso variabile il rischio di tasso è sul cash flow, mentre se è a tasso fisso il

rischio di tasso è sul fair value.

La politica di gestione del rischio tasso adottata è volta a minimizzare le eventuali perdite con-

nesse alla fluttuazione dei tassi di interesse nel caso di tasso variabile, tramite una trasforma-

zione degli stessi in tasso fisso o con la stipulazione di contratti collar, e a minimizzare il mag-

giore costo del tasso fisso rispetto a quello variabile (il cosiddetto “negative carry”).

E’ stato sviluppato internamente un modello strutturato per l’analisi e la gestione dei rischi rela-

tivi ai tassi di interesse. Il metodo utilizzato per il calcolo dell’esposizione a tale rischio è basato

sul metodo Montecarlo, che permette di valutare l’impatto che le oscillazioni dei tassi di interes-

se hanno sui flussi finanziari prospettici. L’impianto metodologico prevede la simulazione di

almeno diecimila scenari per ogni variabile rilevante, in funzione delle volatilità e delle correla-

zioni ad essi associate, utilizzando come livelli prospettici le curve forward dei tassi di mercato.

Si ottiene in questo modo una distribuzione di probabilità dei risultati dalla quale è possibile

estrapolare il massimo scostamento negativo atteso (worst case scenario) e il massimo scosta-

mento positivo atteso (best case scenario), con un intervallo di confidenza del 99%.


Rischi e incertezze

221

Rischio di liquidità

Il Gruppo persegue una strategia volta ad assicurare un adeguato livello di linee di credito commit-

tedper coprire eventuali necessità finanziarie non previste o temporanee esigenze di liquidità.

Il Gruppo ha a disposizione alla data di bilancio 1.285 milioni di euro di linee di credito revolving

committed.

Il Gruppo, inoltre, dispone di finanziamenti a medio lungo termine, già contrattualizzati e non

ancora utilizzati per un importo complessivo pari a 77 milioni di euro.

Rischio di default e covenants

A2A S.p.A. ha emesso, nell’ottobre 2003 e nel maggio 2004, due prestiti obbligazionari del

valore nominale di 500 milioni di euro ciascuno con scadenza a dieci anni. Nel corso del 2009

è stato inoltre emesso un prestito obbligazionario pari a 1 miliardo di euro con scadenza

novembre 2016.

E’ prevista una clausola di Credit Rating sul finanziamento BEI di originari 100 milioni di euro

scadenza 2012 (rating inferiore a BBB), sul finanziamento BEI di originari 100 milioni di euro

scadenza 2014-2016 (rating inferiore a BBB), sul finanziamento BEI di originari 200 milioni di

euro scadenza 2023 (rating inferiore a BBB), sul finanziamento BEI di originari 200 milioni di

euro scadenza 2025-2026 (rating inferiore a BBB), sul finanziamento CDP di originari 200

milioni di euro scadenza 2025 (rating inferiore a BBB-), sul finanziamento BEI di originari 95

milioni di euro scadenza 2026 (rating inferiore a BBB), sul finanziamento BEI di originari 70

milioni di euro utilizzato per 30 milioni di euro scadenza 2027 (rating inferiore a BBB) e sul

prestito obbligazionario in yen scadenza 2036 e relativo contratto di cross currency swap con

CSA (Put right con rating inferiore a BBB-).

• Per il finanziamento di A2A S.p.A. intermediato BEI da 85 milioni di euro a tasso variabile con

scadenza giugno 2018 è prevista una clausola di Credit Rating; in particolare vi è l’impegno della

società a mantenere per tutta la durata del finanziamento un Rating “investment grade”.

Nel caso in cui tale impegno non venga rispettato sono previsti covenantspatrimoniali, econo-

mici e finanziari legati al rapporto tra indebitamento ed equity, indebitamento e MOL, tra MOL

ed oneri finanziari. Questi covenants sono rilevati dalla società ogni dodici mesi con riferimen-

to al Bilancio consolidato.

• Per il finanziamento concesso a Edipower S.p.A. e a Delmi S.p.A. di originari 1.196 milioni di

euro a tasso variabile con scadenza maggio 2017 sono previsti covenants finanziari relativi

al rapporto PFN/EBITDA, al Debt Service Cover Ratio ed al limite massimo di investimenti.


Rischi e incertezze

222

Il Gruppo A2A ha stipulato con diversi istituti finanziari alcune linee di credito committed per

un totale di 1.810 milioni di euro (di cui 1.760 milioni di euro stipulati da A2A S.p.A.) che non

sono soggette ad alcun covenant eccetto la linea di credito revolving concessa ad Edipower

pari a 50 milioni di euro (attualmente non utilizzati) in cui sono previsti gli stessi covenants

finanziari del finanziamento principale.

Relativamente ai prestiti obbligazionari, ai finanziamenti sopra indicati e alle linee committed

sopra citate esistono (i) clausole di negative pledges per effetto delle quali A2A S.p.A. si impe-

gna a non costituire garanzie reali sui beni di A2A S.p.A. e delle sue controllate dirette, oltre una

soglia specificatamente individuata; (ii) clausole di cross default/acceleration che comporta-

no l’obbligo di rimborso immediato dei finanziamenti al verificarsi di gravi inadempienze; (iii)

clausole che prevedono l’obbligo di rimborso immediato nel caso di insolvenza dichiarata di

alcune società controllate direttamente.

Si segnala che i contratti di finanziamento BEI 200 milioni di euro scadenza 2025 e BEI 95 milio-

ni di euro scadenza 2026 prevedono per la banca il diritto di invocare, previo avviso alla società

contenente indicazione delle motivazioni, il rimborso anticipato del finanziamento in caso di

mutamento di controllo di A2A S.p.A..

Inoltre, per alcune linee di credito committed, è previsto l’impegno in capo ad A2A S.p.A. di

non cedere il controllo sul capitale sociale della società Delmi S.p.A., e per tutte è previsto di

riservare alle banche finanziatrici un trattamento analogo a quello spettante ai creditori di altri

contratti di finanziamento non garantiti (pari passu).

Inoltre il finanziamento in capo alla controllata Abruzzoenergia S.p.A. è assistito da una garan-

zia reale (ipoteca) per un valore massimo di 264 milioni di euro.

Su un finanziamento di EPCG pari a 35 milioni di euro, utilizzato al 30 settembre 2012 per 14,5

milioni di euro, sono previsti alcuni covenants finanziari che al 31 dicembre 2011 non erano stati

totalmente rispettati ma i cui effetti sono stati annullati tramite un waiver concesso dalla

banca finanziatrice ad EPCG.

Allo stato attuale, non vi è alcuna situazione di default delle società del Gruppo A2A, né viola-

zione di alcuno dei covenants sopra citati.

Rischi di contesto

Rischio normativo e regolatorio

Il Gruppo opera in un settore fortemente regolamentato. Tra i fattori di rischio nell’attività di

gestione rileva pertanto l’evoluzione costante e non sempre prevedibile del contesto norma-


Rischi e incertezze

223

tivo e regolatorio di riferimento per i settori dell’energia elettrica e del gas naturale, nonché

per i settori attinenti alle attività di gestione del ciclo idrico e dei servizi ambientali.

A fronte di tali fattori di rischio, il Gruppo adotta una politica di monitoraggio e gestione del

rischio normativo, al fine di mitigarne, per quanto possibile, gli effetti, attraverso un presidio

articolato su più livelli, che prevede il dialogo collaborativo con le istituzioni e con gli organismi

di governo e regolazione del settore, la partecipazione attiva ad associazioni di categoria ed a

gruppi di lavoro istituiti presso gli stessi Enti, nonché l’esame delle evoluzioni normative e dei

provvedimenti dell’Autorità di settore.

È inoltre previsto un costante dialogo con le unità di business interessate dalle evoluzioni nor-

mative al fine di valutarne compiutamente i potenziali impatti.

Tra le principali materie oggetto di evoluzioni normative in corso si segnalano in particolare:

• le norme che disciplinano la durata e le condizioni delle concessioni idroelettriche di gran-

de derivazione;

• l’evoluzione della disciplina delle convenzioni CIP 6/92;

• la regolazione dei servizi pubblici locali a rilevanza economica;

• la riforma in corso del servizio idrico integrato;

• le norme inerenti l’affidamento delle concessioni per il servizio di distribuzione del gas;

• l’evoluzione della disciplina del mercato dei Certificati Verdi.

Concessioni idroelettriche di grande derivazione

Evoluzione della Normativa Nazionale

Con riferimento alle norme in vigore, per quanto attiene la disciplina delle concessioni di gran-

de derivazione d’acqua per uso idroelettrico, la Legge finanziaria per il 2006 prevedeva che, a

fronte di congrui investimenti di ammodernamento sugli impianti, tutte le grandi concessioni

di derivazione di acque fossero prorogate di 10 anni rispetto alle date di scadenza fissate dalle

disposizioni normative vigenti (di cui ai commi 6, 7 e 8 dell’art. 12 del Decreto Legislativo n.

79/99, decreto Bersani). La sentenza della Corte Costituzionale n. 1/2008 ha dichiarato l’illegit-

timità di tali norme, che violerebbero le disposizioni costituzionali in materia di competenza

legislativa concorrente delle Regioni rispetto allo Stato in materia di energia. La pronuncia

della Corte ha determinato il venir meno della proroga delle concessioni, mentre non ha ripri-

stinato integralmente la disciplina di cui all’art. 12 del decreto Bersani (resta ferma l’abrogazio-

ne dei commi nn. 3 e 5, risulta abrogato il comma 2 ed il primo comma è sostituito dalla prima

parte del comma 483 dell’art. 1 della Legge finanziaria per il 2006). Anche la determinazione

dei parametri di gara (requisiti organizzativi e finanziari minimi degli operatori, parametri di

aumento della potenza e dell’energia generata) da parte del Ministero dello sviluppo economi-


Rischi e incertezze

224

co dovrà prevedere, in base alla sentenza della Consulta, un adeguato coinvolgimento delle

Regioni, realizzabile nell’ambito della Conferenza Unificata.

L’art. 15 comma 6 del Decreto Legge n. 78/2010 (cd. D.L. Manovra), pubblicato in G.U. del 31

maggio, era intervenuto in materia elevando le basi di calcolo dei sovracanoni sulle conces-

sioni idroelettriche di grande derivazione (articolo 15 comma 6).

Con un emendamento al testo, in vista della conversione in legge del decreto - attuata a fine

luglio con Legge n. 122/2010, la norma di cui sopra è stata integrata da ulteriori previsioni in

merito alla durata delle concessioni in essere.

La procedura di infrazione, avviata dall’Unione Europea nei confronti dell’Italia con nota del 15

marzo 2011, dovrebbe peraltro essere archiviata a seguito di quanto disposto dalla Sentenza n.

205/2011 (pubblicata il 13 luglio 2011), con la quale la Corte Costituzionale ha accolto il ricorso

presentato dalla Regione Liguria in merito alle tematiche in oggetto, dichiarando l’illegittimità:

• delle disposizioni di cui alla Legge n. 122/10 volte a prorogare le concessioni di grande deri-

vazione d’acqua per uso idroelettrico (per periodi di 5 e 7 anni), in quanto incoerenti con le

disposizioni costituzionali in materia di riparto di competenze Stato-Regioni (la materia è

sottoposta a competenza legislativa regionale);

• della norma che prevedeva l’operatività delle disposizioni in questione “…fino all’adozione

di diverse disposizioni legislative da parte delle regioni, per quanto di loro competenza”

(cosiddetta clausola di “cedevolezza”), in quanto “…l’esigenza di colmare, per il tempo

necessario all’emanazione della normativa regionale, un vuoto legislativo nell’applicazione

di principi fondamentali statali in concreto non sussiste…”.

Con riferimento alle tempistiche relative alle imminenti gare, l’impianto normativo, a valle

delle sentenze citate, si presenta ancora piuttosto lacunoso. Di conseguenza il legislatore, con

l’art. 24-bis della legge 24 marzo 2012, n. 27 (di conversione del cd. D.L. Liberalizzazioni) ha

provveduto a fissare al 30 aprile 2012 il termine entro cui i Ministeri competenti avrebbero

dovuto definire i requisiti organizzativi e finanziari minimi, i parametri ed i termini concernenti

la procedura di gara per l’affidamento della concessione di derivazione idroelettrica.

A tale proposito recentemente in Parlamento sono state presentate alcune proposte di legge,

attualmente in esame presso le competenti commissioni del Parlamento, mentre il Governo,

con il Decreto Legge del 22 giugno 2012 n. 83 (cd. D.L. Crescita), convertito con modificazioni

dalla Legge 7 agosto 2012 n. 134 pubblicata in Gazzetta Ufficiale n. 187 del 11 agosto 2012, ha det-

tato alcune norme finalizzate ad agevolare lo svolgimento delle gare.

In particolare l’art. 37, comma 4, di modifica dell’art. 12 comma 1 del D.Lgs. 16 marzo 1999 n.

79, dopo aver confermato il termine dei 5 anni prima della scadenza della concessione quale

limite temporale entro il quale indire le gare, prevede che le concessioni abbiano una durata di


Rischi e incertezze

225

20 anni, estendibile fino ad un massimo di 30 anni in relazione all’entità degli investimenti con-

nessi ed ai criteri che saranno stabiliti dall’emanando decreto ministeriale di cui al comma 2

dell’art. 12 del D.Lgs. n. 79/99 e s.m.i..

Per quanto concerne la modalità di passaggio della concessione dal gestore uscente all’entrante, il

legislatore ha optato per la cessione di ramo d’azienda a fronte di un corrispettivo predeterminato

e concordato tra il gestore uscente e l’amministrazione concedente prima della fase di offerta, e

reso noto nel bando di gara. L’importo di tale corrispettivo dovrà essere calcolato applicando il cri-

terio del valore di mercato (inteso come valore di ricostruzione a nuovo diminuito nella misura del-

l’ordinario degrado) per la valorizzazione dei beni materiali oggetto del trasferimento diversi da

quelli di cui all’articolo 25, comma 1, del Testo Unico di cui al Regio Decreto 11 dicembre 1933, n. 1775

(ovvero le opere diverse da quelle di ritenuta, raccolta, derivazione, adduzione e scarico), mentre

i beni di cui al citato articolo 25, comma 1, saranno valorizzati con un importo determinato sulla

base del costo storico rivalutato, diminuito nella misura dell’ordinario degrado e previa deduzione

dei contributi pubblici eventualmente erogati per la realizzazione di tali opere.

Il compito di definire i parametri tecnico-economici per la determinazione del corrispettivo e

dell’importo spettanti al concessionario uscente è affidato al decreto ministeriale che dovrà

dettare la disciplina attuativa di dettaglio per le gare, previo parere sul punto specifico

dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas. In caso di mancato accordo circa l’entità del corri-

spettivo e dell’importo, tra il concessionario uscente e l’Amministrazione concedente, è pre-

visto il ricorso ad un arbitrato.

È inoltre previsto un regime transitorio speciale per l’indizione delle gare relative alle con-

cessioni già scadute alla data di entrata in vigore della legge di conversione del decreto, e per

quelle in scadenza entro il 31 dicembre 2017 (ovvero per le quali è impossibile il rispetto del

periodo di 5 anni per l’indizione delle gare). Tali gare dovranno essere indette entro due anni

dalla data di entrata in vigore del decreto ministeriale attuativo di cui al comma 2 dell’art. 12

del D.Lgs. 16 marzo 1999, n. 79 e s.m.i., e la nuova concessione decorrerà dal termine del quin-

to anno successivo alla scadenza originaria e comunque non oltre il 31 dicembre 2017.

I soggetti incaricati di indire le future gare sono identificati nelle Regioni e nelle Provincie

Autonome, le quali potranno fissare nella misura di almeno il 20% la percentuale del canone di

concessione pattuito da destinare alla riduzione dei costi dell’energia elettrica a beneficio dei

clienti finali rientranti nel proprio territorio, secondo modalità da stabilirsi con un ulteriore e

distinto D.M. attuativo. Lo stesso dovrà fissare inoltre i criteri generali di economicità e ragio-

nevolezza secondo i quali ciascuna Regione dovrebbe poi teoricamente, e senza un termine,

stabilire un valore massimo per il canone di concessione.

Infine, con Decreto del 30 novembre 2011 del Ministero dell’ambiente e della tutela del territo-


Rischi e incertezze

226

rio e del mare, sono stati determinati i sovracanoni Bacini Imbriferi Montani (BIM) per le con-

cessioni di derivazione d’acqua per produzione di forza motrice per il biennio 1° gennaio 2012

- 31 dicembre 2013. In particolare, l’importo del sovracanone a carico dei concessionari di deri-

vazioni d’acqua per produzione di forza motrice con potenza nominale media superiore a 220

kW e fino a 3.000 kW è pari a 22,13 euro per ogni kW di potenza nominale media, mentre per

potenze superiori a 3.000 kW l’importo è fissato in 29,40 euro. Contestualmente l’Agenzia del

Demanio, con Decreto del 30 novembre 2011, ha determinato, per il medesimo biennio e le

medesime classi di potenza, l’ammontare dei sovracanoni per impianti idroelettrici, pari

rispettivamente a 5,53 euro e a 7,35 euro. Come precedentemente ricordato, a seguito dell’e-

manazione del sopra citato D.L. Crescita, così come convertito dalla Legge 7 agosto 2012 n.

134, la disciplina dei canoni di concessione ad uso idroelettrico dovrebbe essere sottoposta a

revisione, tramite un opportuno D.M. attuativo.

Evoluzione della Normativa Regionale

A livello locale la Regione Lombardia, anche in vista della scadenza di alcune concessioni nel

proprio bacino territoriale, con l’articolo 14 della Legge n. 19 del 23 dicembre 2010 ha modifi-

cato la Legge regionale n. 26 del 12 dicembre 2003, aggiungendo l’articolo 53-bis

“Prosecuzione temporanea dell’esercizio”, in base al quale la Giunta regionale può consentire,

per le sole concessioni in scadenza entro il 31 dicembre 2015, la prosecuzione temporanea

dell’affidamento al concessionario uscente, per il tempo necessario al completamento delle

procedure di assegnazione e per periodi comunque non superiori a cinque anni.

a. Scadenza dell’affidamento

Alla scadenza dell’affidamento in essere, la Regione acquisisce la titolarità di opere ed impianti

asserviti alla concessione, per conferirli, entro 6 mesi da tale termine, in proprietà a società

patrimoniali di scopo, con partecipazione totalitaria di capitale pubblico incedibile, controllate

dalla Regione, e a cui partecipano senza oneri gli Enti locali e/o loro forme di aggregazione, in

misura non inferiore al 30%. L’esercizio industriale delle opere e degli impianti sarà poi affidato

a terzi, mediante procedure competitive ad evidenza pubblica, ovvero direttamente a società

mista pubblica e privata partecipata dalla Provincia montana territorialmente competente.

b. Esercizio delle infrastrutture e degli impianti

Per l’esercizio delle infrastrutture e degli impianti, il soggetto affidatario disporrà dei beni

nella titolarità della società patrimoniale a fronte del pagamento di un corrispettivo in

parte fisso (determinato in funzione della potenza nominale media annua degli impianti) e

in parte variabile (in misura proporzionale alla produzione realizzata, valorizzata in base

agli esiti dei mercati elettrici).


Rischi e incertezze

227

Con Delibera n. 1205 del 29 dicembre 2010, la Giunta Regionale, come prima attuazione

delle disposizioni appena richiamate, ha disposto la “prosecuzione temporanea” da parte di

A2A S.p.A. dell’esercizio delle derivazioni e degli impianti idroelettrici di Stazzona, Lovero e

Grosotto, considerate scadute al 31 dicembre 2010. La delibera ha confermato, altresì, l’ob-

bligo di corrispondere i canoni e i sovracanoni previsti e di effettuare i lavori di manutenzio-

ne ordinaria e straordinaria previsti dall’art. 53-bis; inoltre ha demandato a successiva deli-

berazione la fissazione, tra l’altro, del canone aggiuntivo da corrispondere a partire dal 1°

gennaio 2011.

La citata delibera è stata oggetto di ricorso al Tribunale Superiore delle Acque Pubbliche da

parte di A2A S.p.A. e di altri operatori.

Con Sentenza n. 339/2011 la Corte Costituzionale, su ricorso del Consiglio dei Ministri agli

articoli 3 comma 2, e 14 commi 3,7,8,9 e 10, ha dichiarato l’incostituzionalità delle norme

impugnate. Di conseguenza, restano in vigore, i commi 4 e 5 dell’art. 53-bis che prevedono

la prosecuzione temporanea dell’esercizio per le concessioni scadute a fine 2010 e la possi-

bilità per la Giunta regionale di disporre condizioni di esercizio aggravate durante tale

periodo, anche sotto il profilo economico. Tali commi, infatti, non sono stati impugnati dal

Governo, ma da A2A S.p.A con ricorso incidentale nell’ambito del giudizio promosso contro

la delibera di Giunta regionale di fine 2010 avanti al TSAP, il quale ad oggi non si è ancora

pronunciato in merito.

Normativa grandi dighe

Il Decreto Legge 6 dicembre 2011, n. 201 così come convertito in legge con la Legge 22 dicem-

bre 2011, n. 214, ha introdotto norme circa l’individuazione, entro il 31 dicembre 2012 delle

grandi dighe per le quali, “accertato il concreto rischio di ostruzione degli organi di scarico,

siano necessari e urgenti l’adozione di interventi nonché la rimozione dei sedimenti accumula-

tisi nei serbatoi” a carico dei concessionari. Sono introdotti altresì a carico dei concessionari

obblighi di comunicazione ai Ministeri competenti, quali il piano di manutenzione per le dighe

con una vita utile superiore ai 50 anni, gli elaborati di consistenza delle opere di derivazione ed

adduzione, comprese le condotte forzate, i relativi atti di collaudo, i piani di manutenzione,

unitamente alle asseverazioni straordinarie sulle condizioni di sicurezza e sullo stato di manu-

tenzione delle citate opere, nonché, in via telematica ed in tempo reale, i dati idrologici e idrau-

lici acquisiti presso le dighe, comprese le portate scaricate e derivate; infine, per alcuni tipi di

opere è prevista la comunicazione, o l’esecuzione, del collaudo statico.


Rischi e incertezze

228

Evoluzione della disciplina delle convenzioni CIP 6/92

La Legge n. 99/2009 (cd. Legge Sviluppo) dispone che il Ministero dello sviluppo economico

definisca i criteri per l’aggiornamento del Costo Evitato di Combustibile e che vengano propo-

sti ai produttori meccanismi per la risoluzione anticipata delle convenzioni CIP 6/92, al fine di

una riduzione degli oneri di mantenimento delle suddette convenzioni.

La norma è stata per ora attuata con Decreto del 2 dicembre 2009, che si applica unicamente

agli impianti alimentati da combustibili di processo o residui o recuperi di energia, e da assimi-

lati alimentati da combustibili fossili, e con Decreto del 2 agosto 2010 sulla risoluzione antici-

pata delle convenzioni CIP 6 per circa 2.000 MW di impianti assimilati alimentati da fonti fos-

sili.

Entrambi i decreti indicano le modalità di calcolo dei corrispettivi dovuti in caso di prosecuzio-

ne delle convenzioni fino alla scadenza e dei corrispettivi da erogare in caso di risoluzione anti-

cipata, affidando al Gse l’incarico di verificare – come condizione essenziale per la risoluzione

– che la differenza tra i due sia positiva e comporti quindi un risparmio in termini assoluti per i

consumatori.

Le categorie di impianti per le quali sono ad oggi state emanate le disposizioni attuative della

norma di cui nella Legge Sviluppo non comprendono pertanto gli impianti alimentati da fonti

rinnovabili e da rifiuti, per i quali si procederà all’attuazione del dispositivo con modalità da

definire a seguito di ulteriori valutazioni da parte del Gse, del Ministero dello sviluppo econo-

mico e dell’AEEG.

Regolazione dei servizi pubblici locali

Evoluzione della Normativa Regionale

Dopo che, con l’emanazione del D.P.R. n. 168/10, il Governo aveva adottato il Regolamento

attuativo delle disposizioni di cui all’articolo 23-bis della Legge n. 133/08, completando la disci-

plina originariamente prevista e dopo che il D.L. n. 70/11, come convertito in legge con modifi-

cazioni dalla Legge n. 106/11, aveva innovato la disciplina della partecipazione a gare per le

società controllate da società quotate, la materia dei servizi pubblici locali di rilevanza econo-

mica è stata interessata dal Quesito 1 del referendum abrogativo del 12 e 13 giugno 2011, così

come proclamato dal D.P.R. n. 113 del 18 luglio 2011 e poi dal successivo art. 4 D.L. n. 138/11, così

come convertito in legge con modificazioni dalla Legge n. 148/11.

Al fine di colmare tale vuoto normativo, il legislatore è successivamente intervenuto in materia

con l’art. 4 del D.L. n. 138/2011 (correttivo Manovra estiva, in vigore dal 13 agosto 2011), come

convertito con Legge n. 148/2011 (in vigore dal 17 settembre 2011), il quale contiene una rifor-


Rischi e incertezze

229

ma delle norme in materia di servizi pubblici locali coerente con gli esiti referendari e che non

si applica al settore idrico.

Tale normativa è stata poi oggetto di ulteriori interventi e modifiche. L’art. 9 della Legge 12

novembre 2011, n. 183 (cd. Legge di stabilità 2012), ha introdotto alcune modifiche all’art. 4 del

D.L. 13 agosto 2011 n. 138 (cd. Manovra di Ferragosto) come convertito con modificazioni in

Legge n. 148/2011. Parimenti l’art. 25 della Legge 24 marzo 2012, n. 27 (cd. D.L. Liberalizzazioni)

ha introdotto, tra l’altro, il nuovo art. 3-bis che prevede che l’organizzazione dello svolgimento

dei servizi pubblici locali a rete di rilevanza economica avvenga sulla base di ambiti o bacini ter-

ritoriali ottimali e omogenei, oltre a meccanismi premianti per gli enti locali che procedano

all’affidamento tramite gare ad evidenza pubblica. Infine, ulteriori modifiche alla normativa

sono state apportate dal Decreto Legge 22 giugno 2012, n. 83 (D.L. Sviluppo) come convertito

con Legge 7 agosto 2012, n. 134, e dal Decreto Legge 6 luglio 2012, n. 95 (cd. D.L. Spending

Review) come convertito con Legge 7 agosto 2012, n. 135.

Tuttavia, la Corte costituzionale, con la sentenza del 17 luglio 2012, n. 199 pubblicata il 20 luglio

2012, ha accolto il ricorso presentato da sei Regioni (Emilia-Romagna, Marche, Umbria, Lazio,

Puglia e Sardegna) avverso all’art. 4 della Legge 148/11 di conversione del D.L. n. 138/11, dichia-

randone l’illegittimità costituzionale a causa di: (i) violazione del divieto di ripristino della nor-

mativa abrogata dalla volontà popolare come desumibile dall’art. 75 della Costituzione, dato

che l’art. 4 sostanzialmente ripropone le disposizioni già previste nell’ex art. 23-bis abrogato

dal referendum del giugno 2011; (ii) mancato rispetto del riparto di competenze tra Stato e

Regioni in merito all’affidamento e alla disciplina dei servizi pubblici locali.

A seguito di tale sentenza, quindi, viene meno la previsione relativa alla conclusione anticipata

delle concessioni con affidamenti non conformi, ma rimane comunque in vigore l’art. 3-bis

della Legge 148/11 e s.m.i., cosicché resta valida la previsione in merito alla gestione dei servizi

pubblici locali a rete sulla base di ambiti territoriali ottimali ed omogenei, oltre all’incentivo

per l’assegnazione della gestione dei servizi tramite procedure ad evidenza pubblica.

Bisogna altresì ricordare che la dichiarazione di illegittimità dell’art. 4 non ha creato un

vuoto normativo in materia dato che le Autorità Locali dovranno selezionate i gestori dei

servizi coerentemente con la normativa regionale e nazionale, oltre che con i principi appli-

cabili della normativa europea. Di conseguenza, sarà possibile che tali servizi siano forniti

da soggetti privati selezionati con gara ad evidenza pubblica, misti (con la scelta del socio

privato tramite gara), oppure tramite società in house (purché in possesso dei requisiti pre-

visti dall’ordinamento comunitario e soggette ai vincoli di cui alle vigenti normative), nei

casi in cui il mercato non sia in grado di soddisfare adeguatamente i bisogni espressi dalla

comunità.


Rischi e incertezze

230

In ragione della rilevanza della materia non si escludono, infine, ulteriori sviluppi legislativi.

Per quanto di interesse del Gruppo, le novità e modifiche appena illustrate impattano sull’atti-

vità di gestione dei rifiuti, essendo il servizio idrico integrato, il servizio di distribuzione di gas

naturale ed il servizio di distribuzione di energia elettrica esclusi dall’ambito di applicazione

della norma.

Servizio idrico integrato

L’articolo 21, comma 19, del Decreto Legge 6 dicembre 2011, n. 201, convertito in Legge 22

dicembre 2011, n. 214 (cd. D.L. Salva Italia), ha trasferito all’Autorità per l’Energia Elettrica ed il

Gas tutte le funzioni di regolazione e controllo dei servizi idrici precedentemente attribuite

all’Agenzia nazionale per la regolazione e la vigilanza in materia di acqua (Agenzia), che conte-

stualmente è stata soppressa.

Le funzioni da trasferire all’Autorità sono successivamente state individuate dal Decreto del

Presidente del Consiglio dei Ministri del 20 luglio 2012 pubblicato sulla G.U. del 3 ottobre 2012,

n. 231. In particolare viene chiesto all’Autorità di:

• definire i livelli minimi e gli obiettivi di qualità del servizio idrico integrato;

• predisporre una o più convenzioni tipo per la regolazione dei rapporti tra autorità compe-

tenti all’affidamento del servizio e soggetti gestori;

• definire le componenti di costo per la determinazione della tariffa;

• predisporre e rivedere periodicamente il metodo tariffario;

• verificare la corretta redazione del piano d’ambito;

• approvare le tariffe;

• adottare direttive per la trasparenza della contabilità e per la separazione contabile e

amministrativa dei gestori;

• esprimere pareri;

• formulare proposte di revisione della disciplina vigente;

• tutelare i diritti degli utenti;

• integrare la relazione al Governo e al Parlamento con un’apposita sezione dedicata all’acqua;

• svolgere funzioni di raccolta, elaborazione e restituzione di dati statistici e conoscitivi;

• definire ulteriori programmi di attività e le iniziative da porre in essere a garanzia degli

utenti d’intesa con le Regioni.

Il ministero dell’Ambiente, infine, continuerà ad esercitare le restanti funzioni non trasferite

all’Autorità.

L’esito della consultazione referendaria del 12 e 13 giugno 2011 in merito alla normativa tariffa-

ria per il servizio idrico di cui al Quesito n. 2, così come proclamato dal D.P.R. n. 166 del 18 luglio


Rischi e incertezze

231

2011, ha determinato l’abrogazione dell’articolo 154, comma 1 del Decreto Legislativo n. 152 del

2006 (nel seguito riportato), limitatamente alla parte di seguito evidenziata:

”La tariffa costituisce il corrispettivo del servizio idrico integrato ed è determinata

tenendo conto della qualità della risorsa idrica e del servizio fornito, delle opere e degli

adeguamenti necessari, dell’entità dei costi di gestione delle opere, dell’adeguatezza

della remunerazione del capitale investito e dei costi di gestione delle aree di sal-

vaguardia, nonché di una quota parte dei costi di funzionamento dell’Autorità d’ambi-

to, in modo che sia assicurata la copertura integrale dei costi di investimento e di eser-

cizio secondo il principio del recupero dei costi e secondo il principio “chi inquina

paga”. Tutte le quote della tariffa del servizio idrico integrato hanno natura di corri-

spettivo”.

Ai fini della definizione della tariffa per il servizio idrico integrato, pertanto, continuerà a tro-

vare applicazione il metodo normalizzato come dettato dal D.M. 1° agosto 1996, norma delega-

ta dell’art. 13 della Legge n. 34/96 e che prevede la remunerazione del capitale investito, fino a

quando l’Autorità avrà definito la normativa tariffaria di riferimento.

Al riguardo, si rileva peraltro che, anche nel caso di una applicazione generica dei principi con-

tenuti nella cd. Direttiva Europea quadro delle acque (2000/60/CE), questa, all’art. 9, stabili-

sce il principio del “recupero dei costi del servizio idrico”, che dovrà essere perseguito a par-

tire da una analisi economica (Allegato III) che considera la stima degli investimenti connessi

alla soddisfazione della domanda ed offerta di lungo periodo.

A tale proposito l’Autorità ha pubblicato il Documento di consultazione 204/2012/R/idr nel

quale illustra i propri orientamenti relativamente alla regolazione del servizio idrico integrato

ed in particolare sulle modalità di reintegro dei costi, al quale hanno fatto seguito specifici

Documenti di consultazione di approfondimento delle diverse tematiche, quali il DCO

290/2012/R/idr, il quale illustra il metodo tariffario valido nel periodo transitorio (2012 – 2013)

e le specifiche inerenti la raccolta dati finalizzata al calcolo delle tariffe, ed il DCO

348/2012/R/idr, il quale illustra gli orientamenti dell’Autorità in materia di contenuti minimi e

trasparenza dei documenti di fatturazione del servizio idrico integrato.

Infine, si ricorda che la Legge 24 marzo 2012, n. 27 (Conversione in legge, con modificazioni, del

Decreto Legge 24 gennaio 2012, n. 1, recante disposizioni urgenti per la concorrenza, lo svilup-

po delle infrastrutture e la competitività – cd. D.L. Liberalizzazioni) ha stabilito altresì il versa-

mento del contributo degli esercenti dei servizi idrici a favore dell’Autorità per l’Energia

Elettrica e il Gas.


Rischi e incertezze

232

Distribuzione Gas Naturale e Energia Elettrica

Energia Elettrica

Per quanto attiene la distribuzione di energia elettrica, l’art. 1, comma 2, lettera c) della Legge

n. 239/04 ribadisce che l’attività di distribuzione di energia elettrica viene attribuita in conces-

sione secondo le disposizioni di legge, mentre il Decreto Legislativo Bersani (n. 79/99) indivi-

dua all’art. 9 il Ministero per lo sviluppo economico quale soggetto affidante la concessione

locale, comprendente uno o più comuni. Tali concessioni hanno una durata trentennale.

Gas Naturale

Con riferimento al servizio di distribuzione di gas naturale, la Legge n. 99/2009, cd. “Legge

Sviluppo” nel fare salve le disposizioni del Decreto Legislativo 23 maggio 2000, n. 164 e del-

l’articolo 46-bis del Decreto Legge 1° ottobre 2007, n. 159, convertito, con modificazioni,

dalla Legge 29 novembre 2007, n. 222, in materia di distribuzione di gas naturale, affida l’indi-

viduazione dei nuovi “Ambiti Territoriali Minimi” per i quali saranno indette le gare per l’affi-

damento del servizio al Ministro dello sviluppo economico, in concerto con il Ministro per i

rapporti con le regioni, sentite la Conferenza Unificata e l’Autorità per l’Energia Elettrica e il

Gas.

In data 31 marzo 2011, è stato pubblicato sulla G.U. il decreto 19 gennaio 2011 del Ministero dello

sviluppo economico che individua i 177 Ambiti Territoriali Minimi (formati da un massimo di 50

comuni e da almeno 50.000 clienti finali) e provvede a fornirne il dettaglio per regione

nell’Allegato 1. L’identificazione puntuale dei singoli comuni appartenenti ad ogni Ambito

Territoriale Minimo è stata rimandata ad un successivo decreto del Ministro dello sviluppo

economico, emanato in data 18 ottobre 2011.

Con riferimento alla possibilità di indire le gare per l’affidamento dell’attività di distribuzione,

con il D.Lgs. n. 93 del 1° giugno 2011 (cd. Terzo pacchetto Energia), all’art. 24, comma 4, è stato

specificato che tutte le gare per le quali alla data di entrata in vigore del citato D.Lgs., in caso di

procedura aperta, il bando di gara sia stato pubblicato o, in caso di procedura ristretta, le let-

tere di invito siano state inviate, potranno essere svolte in base alle procedure applicabili alla

data della loro indizione, sempre che tali documenti includano i criteri di valutazione dell’of-

ferta e del valore di rimborso del gestore uscente.

Le gare che non rientrano nella precedente fattispecie, al contrario, a partire dal 29 giugno

2011, data di entrata in vigore del decreto prima citato, dovranno essere effettuate unicamen-

te per Ambiti Territoriali di cui all’art. 46–bis della Legge n. 222 del 2007 e in base ai criteri

applicabili.


Rischi e incertezze

233

Il Regolamento con cui il Ministro dello sviluppo economico ha definito i “criteri di gara per

l’affidamento del servizio di distribuzione” è stato firmato l’11 novembre 2011, tuttavia è stato

pubblicato in G.U. solo il 27 gennaio 2012.

Infine, il Decreto Ministeriale 21 aprile 2011 recante disposizioni per governare gli effetti sociali

connessi alle nuova modalità di affidamento delle concessioni di distribuzione del gas (cd.

“Clausola Sociale”), detta norme volte a tutelare l’occupazione del personale della società di

distribuzione uscente a seguito dell’aggiudicazione del servizio da parte di un’altra società,

oltre che una serie di obblighi per quest’ultima. Il gestore entrante è obbligato ad assumere

almeno un numero di addetti non superiore alla somma del personale addetto agli impianti

oggetto di gara e una quota parte del personale con funzioni centrali di supporto all’attività di

distribuzione e misura.

In tema di partecipazione alle gare, infine, sono da ricordare il già citato art. 25 comma 9.2 della

Legge 24 marzo 2012, n. 27 (cd. D.L. Liberalizzazioni), con il quale il legislatore aveva definito le

caratteristiche dei soggetti esclusi dalla partecipazione, ed il successivo art. 37 commi 1 e 2 del

Decreto Legge 22 giugno 2012 n. 83 (cd. D.L. Crescita), come convertito con Legge 7 agosto

2012, n. 134 finalizzato a puntualizzare le condizioni per la partecipazione alle procedure di

affidamento, garantendo l’accesso a tutti gli operatori alle gare che saranno indette a partire

dal 2013, che quindi seguiranno il periodo transitorio, ed un accesso invece limitato agli opera-

tori in possesso dei requisiti alle gare che saranno indette a partire dal 2025.

Evoluzione della disciplina del mercato dei Certificati Verdi e norme in materia di

incentivazione della produzione da rinnovabili

Il 29 marzo 2011 è entrato in vigore il Decreto Legislativo di attuazione della Direttiva Europea

2009/28/CE sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili.

Le principali misure adottate dal decreto, peraltro, potranno essere attuate solo in applicazio-

ne di ulteriori decreti ministeriali (per la maggior parte a cura di Mse e Minambiente), per i

quali sono previste scadenze semestrali, decorrenti dalla data di vigenza della norma.

Riforma meccanismi incentivazione rinnovabili – Disposizioni di riferimento a regime

Il decreto prevede che la produzione da rinnovabili per impianti entrati in esercizio successi-

vamente al 31 dicembre 2012 sia incentivata attraverso:

• il riconoscimento di una feed in tariffper gli impianti fino a 5 MW di potenza installata (tale

soglia varierà in base alle caratteristiche delle diverse fonti rinnovabili utilizzate);

• meccanismi di aste al ribasso gestite dal Gse per gli impianti di potenza installata superiore

ai limiti di cui sopra.


Rischi e incertezze

234

L’incentivo del tipo feed in tariff sarà attribuito esclusivamente alla produzione da nuovi

impianti, ivi inclusi quelli realizzati a seguito di integrale ricostruzione, da impianti ripotenziati,

limitatamente alla producibilità aggiuntiva, e da centrali ibride, limitatamente alla quota di

energia prodotta da fonte rinnovabile.

L’incentivo sarà inoltre attribuito, “per contingenti di potenza”, alla produzione da impianti

oggetto di rifacimento totale o parziale, per un massimo del 25% per i rifacimenti parziali e del

50% per i rifacimenti totali. Le due quote possono raggiungere l’80% e il 90% (rispettivamente

per i casi di rifacimento parziale e totale) nel caso di impianti alimentati da biomassa, compresi

quelli alimentati con la frazione biodegradabile dei rifiuti.

Riforma meccanismi incentivazione rinnovabili - Transizione verso il regime

La produzione da rinnovabile per gli impianti entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2012 sarà,

invece, incentivata con i vigenti meccanismi. Per il meccanismo dei Certificati Verdi è, peraltro,

prevista una graduale riduzione della quota d’obbligo, che andrà ad annullarsi per l’anno 2015,

nonché l’abrogazione delle norme di riferimento (di cui all’art. 11 del Decreto Bersani) a partire

dal 2016: da tale anno, pertanto, i produttori da rinnovabili non percepiranno più i Certificati.

Dal 2011 al 2015, peraltro, il Gse dovrà ritirare i Certificati rilasciati per produzione da fonti rin-

novabili e rimasti invenduti, ad un prezzo pari al 78% del prezzo fissato dal comma 148 dell’art.

2 della Legge Finanziaria per il 2008. Per lo stesso periodo di tempo, il Gse ritirerà inoltre l’in-

venduto rilasciato a fronte di produzione da cogenerazione abbinata a teleriscaldamento, ad

un prezzo pari al prezzo medio dei Certificati registrato sul mercato del 2010.

L’energia elettrica importata a partire dal 1° gennaio 2012 non sarà soggetta all’obbligo di

acquisto dei Certificati Verdi solo se concorrente al raggiungimento degli obiettivi nazionali di

risparmio energetico.

I decreti attuativi delle misure di incentivazione previste a regime (feed in tariff e aste al ribas-

so) dovranno normare la transizione dal vecchio al nuovo meccanismo di incentivazione, in

particolare per il diritto a fruire dei Certificati Verdi per gli anni successivi al 2015.

Regimi di sostegno per la produzione di energia termica da fonti rinnovabili per l’efficienza

energetica

Il decreto prevede l’incentivazione per gli interventi di incremento dell’efficienza energetica e

di produzione di energia termica da fonti rinnovabili mediante i seguenti regimi di sostegno:

a) contributi a valere sulle tariffe del gas naturale per gli interventi di piccole dimensioni;

b) rilascio dei Certificati Bianchi per tutti gli interventi che non ricadono fra quelli di cui al

punto precedente.


Rischi e incertezze

235

a) Sono incentivati gli interventi di produzione di energia termica da fonti rinnovabili e di

incremento dell’efficienza energetica di piccole dimensioni, realizzati successivamen-

te al 31 dicembre 2011. L’incentivo, con lo scopo di assicurare un’equa remunerazione

dell’investimento, è commisurato ai risparmi energetici generati dagli interventi e non

può essere superiore a dieci anni con decorrenza dalla data di conclusione dell’inter-

vento stesso.

b) In coerenza con quanto definito all’articolo 7 del Decreto Legislativo 30 maggio 2008 n.

115, vengono stabilite le modalità con cui gli obblighi in capo alle imprese di distribuzio-

ne di cui all’articolo 9.1 del Decreto Legislativo del 1999 n. 79 e all’articolo 16.4 del

Decreto Legislativo del 2000 n. 164, si raccordano agli obiettivi nazionali relativi all’ef-

ficienza energetica.

Il decreto raccorda il periodo di diritto ai Certificati Verdi con la vita utile dell’intervento e pre-

vede che i risparmi di energia realizzati attraverso interventi di efficientamento delle reti elet-

triche e del gas naturale possano concorrere al raggiungimento degli obblighi in capo alle

imprese di distribuzione, senza il rilascio di Certificati Bianchi.

Terzo pacchetto Energia

Il 29 giungo 2011 è entrato in vigore il Decreto Legislativo n. 93/2011 di “Attuazione delle

Direttive del Terzo Pacchetto Energia” nn. 2009/72/CE, 2009/73/CE e 2008/92/CE relative a

norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica, del gas naturale ed a una procedu-

ra comunitaria sulla trasparenza dei prezzi al consumatore finale industriale di gas e di energia

elettrica, nonché abrogazione delle direttive nn. 2003/54/CE e 2003/55/CE.

Si sintetizzano nel seguito le principali disposizioni di interesse, che dovranno essere attuate

dal Regolatore.

Ulteriori disposizioni relative al settore del gas naturale – tutela clienti finali

È confermata l’idoneità di tutti i clienti e identifica categorie di clienti finali “vulnerabili”

(domestici, ospedali, case di cura e riposo e simili, nonché civili e non civili con consumo non

superiore a 50.000 mc annui), per i quali è previsto l’obbligo di assicurare le forniture con il più

alto livello di sicurezza anche in momenti critici.

Per tali clienti, inoltre, l’AEEG continuerà transitoriamente a determinare i prezzi di riferi-

mento.

Oltre al servizio di ultima istanza, è previsto per tali clienti, qualora si trovino senza fornitore e

in assenza dei requisiti per l’attivazione del (Forinitore di Ultima Istanza), che il distributore

garantisca il bilanciamento della propria rete in relazione al prelievo presso tale punto, per il


Rischi e incertezze

236

periodo in cui non sia possibile la disalimentazione fisica, secondo modalità e condizioni defi-

nite dall’AEEG, che dovrà garantire all’impresa di distribuzione adeguata remunerazione per il

servizio prestato (oltre che la copertura dei costi sostenuti). L’Autorità per l’Energia Elettrica

ed il Gas ha recepito normativamente le previsioni di cui sopra rispettivamente con le Delibere

ARG/gas n. 71/11 e n. 99/11, istituendo in capo alle società di distribuzione il Servizio di Default

(SdD). Contro tale disposizione le società di distribuzione ASPEM S.p.A. ed A2A Reti Gas Spa

hanno presentato ricorso al TAR che ne ha concesso la sospensiva

Con deliberazione 166/2012/R/gas, l’Autorità ha rinviato l’entrata in vigore del SdD alla defini-

zione della disciplina relativa alle modalità di remunerazione del SdD erogato dalle imprese di

distribuzione e alla valorizzazione del corrispettivo Cdef, anche in considerazione dell’attività

e degli sviluppi del gruppo di lavoro istituito a seguito della pubblicazione del DCO 44/11, rela-

tivo ai meccanismi di copertura dei costi sostenuti con riferimento a tale servizio. Con il mede-

simo provvedimento, l’Autorità ha definito, con decorrenza 1° maggio 2012, i meccanismi di

copertura dei costi sostenuti dall’impresa di distribuzione in caso di intervento di interruzione

dell’alimentazione del punto di riconsegna, istituendo presso la Cassa Conguaglio per il

Settore Elettrico un apposito conto oneri connessi agli interventi di interruzione. A seguito

dell’impugnazione della citata Delibera 166/2012/R/gas, l’udienza pubblica per il giudizio di

merito con riferimento alla Delibera ARG/gas 99/11, inizialmente prevista per il 6 giugno 2012, è

stata rinviata al 31 ottobre 2012.

A completamento della regolazione della disciplina, l’Autorità, con deliberazione

352/2012/R/gas, ha definito le modalità di remunerazione del Servizio di Default ed ha disposto

l’entrata in vigore della stessa disciplina dal 1° gennaio 2013, prevedendo l’estensione dell’am-

bito di applicazione del Fornitore di Ultima Istanza ai clienti non disalimentabili, rimasti privi di

un fornitore anche per motivi dipendenti dalla propria volontà, così come previsto dal recente

D.M. del 3 agosto 2012.

Confermando gli orientamenti già presentati nel documento per la consultazione n. 44/11,

l’Autorità ha previsto il riconoscimento dei costi del SdD, remunerando separatamente i costi

di approvvigionamento delle risorse, i costi di fatturazione ed i costi relativi alla morosità dei

clienti finali cui è erogato il servizio. Il provvedimento in oggetto determina inoltre la valorizza-

zione del corrispettivo Cdef, ed istituisce una specifica perequazione del SdD.

Ulteriori disposizioni relative al settore dell’energia elettrica – tutela dei clienti finali

La norma conferma l’idoneità di tutti i clienti finali e riprende le disposizioni già adottate con

Legge n. 125/07 per confermarne il quadro di riferimento (istituzione mercati di maggior tute-

la e salvaguardia).


Rischi e incertezze

237

Viene inoltre introdotto anche per la vendita di energia elettrica il termine delle tre settimane

per l’attivazione delle nuove forniture a seguito di switch (la norma è coerente con le previsio-

ni introdotte per il gas naturale).

Ulteriori disposizioni relative al settore dell’energia elettrica – mercati al dettaglio

Le disposizioni di cui all’art. 41 prevedono che le politiche di comunicazione e marchio relati-

ve all’attività di vendita ai clienti del mercato libero o ai clienti del mercato della maggior tute-

la non creino confusione tra i rami d’azienda ovvero tra le società che svolgono le suddette

attività.

In particolare, è previsto che le informazioni commercialmente sensibili concernenti ciascuna

attività siano divulgate in modo non discriminatorio.

Infine, è esplicitato che nel caso in cui una stessa società eserciti entrambe le attività l’AEEG

adotti i provvedimenti necessari per impedire alla stessa di trarre vantaggio competitivo dalla

disponibilità dei dati relativi alle diverse utenze, sia nei confronti dei clienti finali sia “sotto il

profilo delle valutazioni che la stessa Autorità effettua in materia di qualità del servizio”,

rispetto ad un assetto societario in cui le due attività siano affidate a due società diverse dello

stesso Gruppo.

Poteri Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas

Il decreto introduce la facoltà per l’impresa destinataria di provvedimenti sanzionatori da

parte dell’AEEG di presentare impegni utili al più efficace perseguimento degli interessi tute-

lati dalle norme di cui si contesti la violazione.

A tal proposito con Delibera ARG/com n. 136/11 l’AEEG ha avviato un procedimento per l’ado-

zione del nuovo regolamento per la disciplina dei procedimenti sanzionatori di sua competen-

za e delle modalità procedurali per la valutazione degli impegni.

Con Delibera 243/2012/E/com l’Autorità, in ottemperanza a quanto previsto dal D.Lgs. n. 93/11,

ha definito le procedure di accertamento delle violazioni, e di irrogazione delle relative sanzio-

ni, nonché le modalità di adozione dei provvedimenti connessi.

Rischi operativi

Rischio di interruzioni di business

In tutte le filiere di attività del Gruppo sono gestiti siti produttivi tecnologicamente ed opera-

tivamente complessi (centrali elettriche, impianti di smaltimento, centrali di cogenerazione,


Rischi e incertezze

238

reti di distribuzione, ecc.) il cui malfunzionamento/danneggiamento accidentale potrebbe

determinarne l’indisponibilità e, conseguentemente, comportare delle perdite economiche

ed eventualmente dei danni di immagine dovuti all’interruzione dei servizi erogati.

Tali rischi sono legati a diversi fattori che peraltro, per alcune tipologie di impianti, potrebbero

essere accentuati dalle evoluzioni del contesto competitivo e dei mercati di riferimento. Per

quanto i rischi di indisponibilità degli impianti siano da ritenersi intrinseci al business, e non del

tutto eliminabili, A2A S.p.A. pone in essere su tutte le filiere strategie di mitigazione preventiva

volte a ridurne le probabilità di accadimento e strategie di azione finalizzate ad attenuarne gli

eventuali impatti.

La salvaguardia degli assetdi Gruppo prevede l’adozione ed il continuo aggiornamento rispet-

to alle best practice di settore di procedure di manutenzione programmata, sia ordinaria che

preventiva (volta a prevenire potenziali criticità, individuate anche sulla base di specifiche ana-

lisi ingegneristiche compiute da personale tecnico dedicato), di revisione periodica degli

impianti e delle reti, e l’erogazione di corsi di formazione specifica per il personale tecnico

anche con riferimento alle procedure operative in essere. È ampiamente diffuso il ricorso sia

a strumenti di controllo e telecontrollo dei parametri tecnici, in grado di consentire l’adeguato

monitoraggio e la tempestiva rilevazione delle eventuali anomalie, che, ove possibile, il ricorso

alla ridondanza delle componenti necessarie a garantire la continuità dei processi produttivi.

Edipower S.p.A., entrata nel perimetro del Gruppo A2A, gestisce l’esercizio e la corretta manu-

tenzione degli impianti, oltre che assicurare gli ammodernamenti e le ambientalizzazioni degli

stessi con l’obiettivo di garantire sia la massima producibilità che la massima efficienza pro-

duttiva. Nell’ottica della mitigazione del rischio di interruzione di business vengono, di fatto,

poste in essere le medesime modalità sopra esposte.

La graduale adozione dei presidi adottati nel Gruppo A2A è prevista inoltre nei casi di acquisi-

zione di nuovi siti produttivi per favorirne l’allineamento agli standard di Gruppo.

Nel corso del 2011, si è proseguito nel percorso di miglioramento finalizzato a mitigare ulte-

riormente il rischio di interruzione del servizio. Tale processo è stato caratterizzato da investi-

menti che hanno riguardato sia gli assetdel Gruppo, attraverso interventi mirati sugli impianti

e sulle reti che risultano critiche, sia lo sviluppo delle interconnessioni tra reti di trasmissione

per evitare rischi di congestione. Grazie all’avvio del pooling sui ricambi critici, al monitoraggio

ed eventuale reintegro delle scorte di ricambi a magazzino degli impianti ed al costante aggior-

namento della documentazione procedurale a supporto dell’operatività, il processo per la

gestione in sicurezza degli impianti risulta nel complesso ben presidiato.

Con riferimento alla Filiera Ambiente sono in essere attività e strumenti di monitoraggio spe-

cifici a prevenzione del possibile manifestarsi del rischio di interruzione dei servizi di conferi-


Rischi e incertezze

239

mento e smaltimento dei rifiuti. In particolare sono posti in essere controlli specifici per indi-

viduare la presenza di sostanze non idonee all’interno dei rifiuti destinati alla termovalorizza-

zione.

A mitigazione di possibili ripercussioni sull’immagine del Gruppo, dovute alla temporanea

impossibilità di conferimento dei rifiuti, è prevista inoltre la possibilità di mutuo soccorso tra

gli impianti del Gruppo.

Con riferimento alle reti di distribuzione sono presenti strumenti tecnici di sicurezza e con-

tingency plan in caso di eventi naturali particolarmente critici (ad esempio eventi sismici o

climatici).

Sono state sperimentate con successo modalità operative di modulazione dei consumi della

clientela (nel teleriscaldamento), volte ad evitare eccessivi picchi di utilizzo della potenza

installata, in determinate fasce orarie, con conseguenti possibili criticità per il funzionamento

ottimale delle reti.

Infine, per coprire i rischi residuali, il Gruppo ha stipulato delle polizze assicurative a copertura

dei danni diretti ed indiretti che potrebbero manifestarsi.

Rischio ambientale

I rischi collegati al verificarsi di eventi che producono effetti sull’ambiente o sulla salute della

popolazione residente nelle zone di influenza delle attività del Gruppo (ad esempio per smal-

timento di residui di produzione, emissioni a seguito dei processi produttivi, gestione delle

attività di raccolta e smaltimenti rifiuti), sono oggetto di una sempre maggiore attenzione da

parte degli organi regolatori pubblici e di una legislazione sempre più stringente.

Il Gruppo presta costante attenzione alla prevenzione di tali rischi, in particolare ha adottato

un documento di indirizzo chiamato “Politica per la Qualità, l’Ambiente e la Sicurezza del

Gruppo A2A”, che si configura come lo strumento attraverso il quale viene delineato l’approc-

cio del Gruppo alle tematiche in oggetto.

Questo documento, che gode della massima diffusione interna ed esterna, esplicita i valori

che sono alla base dell’operatività aziendale e che la Direzione Ambiente, Salute e Sicurezza si

impegna a diffondere e far condividere in modo da guidare l’operato quotidiano di ciascun col-

laboratore.

La Direzione Ambiente, Salute e Sicurezza ha inoltre lo scopo di supportare il vertice aziendale

nella definizione delle politiche in materia, verificando la loro corretta realizzazione e il rispet-

to delle normative applicabili in tutte le realtà e nei processi interni.


Rischi e incertezze

240

L’implementazione operativa della politica adottata avviene attraverso il ricorso a un Sistema

di Gestione Ambientale (Enviromental Management System - EMAS) fatto proprio dalle entità

operative del Gruppo che sono maggiormente esposte a possibili impatti diretti o indiretti.

Questo sistema prevede un programma di progressiva estensione e adeguamento agli stan-

dard di certificazione ISO 14001 per le principali attività del Gruppo nonché la gestione della

certificazione EMAS sui principali impianti del Gruppo. Gli impianti di Edipower sono certifica-

ti UNI EN ISO 14001 e, ad eccezione della centrale di Brindisi, sono ad oggi tutti in possesso

della certificazione EMAS. Allo scopo di giungere ad un unico modello, è oggi in atto, e in fase

di completamento, un’attività che permetterà a tutte le Società operative del Gruppo di rife-

rirsi ad un unico sistema integrato di Qualità, Ambiente e Sicurezza.

Sono inoltre istituiti dei presidi organizzativi che, tra le altre attività, svolgono analisi ambien-

tali in affiancamento agli audit periodici, per monitorare e prevenire comportamenti non

conformi alle procedure ambientali stabilite per tutte le società operative del Gruppo.

Nell’ottica di una continua evoluzione dei sistemi a presidio del rischio ambientale il Gruppo ha

dato la propria adesione al Progetto ARPA Lombardia, finalizzato a migliorare l’efficienza del

sistema di controllo delle emissioni più significative, anche alla luce dell’evoluzione tecnica del

settore, attraverso il collegamento di tutti gli SME (Sistemi di Monitoraggio Emissioni) ad un

unico centro di controllo.

A copertura del rischio ambientale residuale, il Gruppo A2A ha stipulato un’assicurazione con-

tro i danni da inquinamento sia di tipo accidentale che graduale.

Annualmente è inoltre pubblicato il Bilancio di sostenibilità in cui sono riportate informazioni

e dati salienti in merito agli aspetti ambientali per favorire la divulgazione di tali aspetti verso il

pubblico. A partire dal 2010, il Bilancio di sostenibilità è certificato dalla società di revisione,

che ne attesta la conformità alle “linee guida per il reporting di sostenibilità” emesse dal

Global Reporting Initiative. È infine in programma un processo di ulteriore evoluzione del

Bilancio di sostenibilità con l’obiettivo di rispondere ai requisiti dell’indice di sostenibilità

DJSE, che rappresenta un parametro di riferimento per il raggiungimento dell’eccellenza in

materia. La società Edipower S.p.A. ha pubblicato nel 2011 il Rapporto di Sostenibilità 2010.

Rischi information technology

Infrastruttura informatica

Le attività del Gruppo A2A sono gestite attraverso complessi sistemi informativi che suppor-

tano i principali processi aziendali, con riferimento sia a quelli operativi che a quelli ammini-

strativi e commerciali. L’inadeguatezza e l’aggiornamento di tali sistemi informativi rispetto


Rischi e incertezze

241

alle esigenze di business, la loro eventuale indisponibilità, la non adeguata gestione degli

aspetti legati all’integrità ed alla riservatezza delle informazioni, rappresentano dei poten-

ziali fattori di rischio che il Gruppo mitiga attraverso appositi presidi governati dalla

Direzione Information & Communication Technology.

Nel corso del 2011, il Gruppo ha proseguito nel percorso di integrazione e consolidamento

dei sistemi informativi definito sulla base dei cambiamenti degli assetti societari occorsi

negli esercizi precedenti. A rafforzamento del percorso di integrazione è stato definito un

programma di aggiornamento dei principali sistemi informativi a supporto delle attività

amministrative e commerciali volto ad aumentare ulteriormente il grado di affidabilità ed

integrazione degli stessi.

Al fine di mitigare i potenziali rischi di interruzioni delle attività di business sui processi

ritenuti strategici, A2A S.p.A. si è dotata di infrastrutture tecnologiche ridondate, in grado

di garantire la continuità del servizio in caso di possibili guasti o eventi non previsti. Il

Gruppo dispone di un sistema di Disaster Recovery che assicura la continuità del servizio e

dei dati su un CED alternativo la cui efficienza è soggetta a verifiche periodiche. A miglio-

ramento del presidio il Gruppo ha completato il mutuo recovery dei CED aziendali tra

Milano e Brescia.

Data la rilevanza delle attività svolte quotidianamente sulla Borsa Elettrica, particolare

attenzione è prestata al presidio dei sistemi di interfacciamento con il Mercato. Tali siste-

mi sono infatti ridondati e sottoposti a specifiche procedure di gestione e manutenzione

volte a proteggerne la stabilità.

Al fine di rendere i software dedicati alle attività di Energy Trading e Risk Management

maggiormente adeguati a supportare un progressivo aumento della complessità operati-

va e dei volumi trattati è stato avviato un progetto di integrazione ed evoluzione dell’attua-

le piattaforma applicativa ETRM.

La riservatezza e sicurezza delle informazioni è oggetto di presidi specifici da parte del

Gruppo sia attraverso politiche interne che attraverso strumenti di segregazione degli

accessi alle informazioni, nonché attraverso specifici accordi contrattuali con i soggetti

terzi che eventualmente debbano accedere alle informazioni amministrate. In particolare,

è stata avviata un’attività volta a verificare l’allineamento tra il modello dei ruoli organizza-

tivi ed il modello dei ruoli tecnici di Segregation of Duties implementato nei sistemi. In

linea con questa attività sono previsti in progressiva adozione strumenti di Identity

Management e Access Control volti a garantire un sempre più efficace presidio del tratta-

mento di informazioni critiche per il business. È stato infine istituito un team dedicato alla

prevenzione e al monitoraggio degli attacchi informatici ai sistemi informativi aziendali e


Rischi e incertezze

242

sono state acquisite specifiche soluzioni applicative per la gestione ed il controllo della

sicurezza informatica.

Per quanto riguarda Edipower S.p.A., da segnalare che in ambito sicurezza delle infor-

mazioni è presente una “Piattaforma della sicurezza” quale presidio organizzativo, che

in relazione alla disponibilità dei dati è operativo un ambiente di datawarehouse ed

un’applicazione di accesso ai dati strutturata e che, con riferimento all’integrità delle

informazioni, sono in essere soluzioni di Disaster recovery e modelli di ridondanza dei

dati certificati.

Rischi human resources

Rischio salute e sicurezza

Il Gruppo opera in un contesto di business eterogeneo caratterizzato da una forte compo-

nente tecnologica e dalla presenza di personale sul territorio e sugli impianti.

Alcune attività del Gruppo, per loro natura, sono maggiormente connotate dal rischio di

infortuni “tipicamente professionali” legati ai servizi operativi sul territorio e allo svolgi-

mento di servizi tecnici e di attività presso gli impianti.

Attraverso la Politica per la Qualità, l’Ambiente e la Sicurezza (che prevede un programma

di adeguamento al sistema di gestione della sicurezza dei lavoratori a norma ISO 14001 e

OHSAS 18001) le misure di prevenzione adottate mirano ad un obiettivo di “rischio zero”

promuovendo una costante crescita dei livelli di sicurezza nell’ambiente di lavoro. In

Edipower S.p.A., oltre alla consueta attività di audit di sicurezza, nel corso del 2011 è stato

completato l’iter per l’adozione del Sistema di Gestione della Sicurezza secondo quanto

previsto dalla specifica norma di riferimento BS OHSAS 18001/2007, ottenendo la relativa

Certificazione OHSAS 18001 per tutte le unità produttive.

Al fine di armonizzare gli obiettivi di sicurezza e protezione all’interno delle società del

Gruppo e di monitorare il rispetto di tali norme anche da parte di ditte appaltatrici, sia in

fase di prequalifica che in fase di esecuzione dei lavori sui cantieri, è costituita una struttu-

ra centrale del Servizio di Prevenzione e Protezione nell’ambito della Direzione Ambiente,

Salute e Sicurezza.

È previsto il progressivo potenziamento del presidio organizzativo che, tra le altre atti-

vità, svolge ispezioni specifiche volte a monitorare il rispetto delle procedure di attua-

zione delle normative in materia nonché l’attività di aggiornamento formativo del per-

sonale.


Rischi e incertezze

243

È inoltre presente un programma di sorveglianza sanitaria dei dipendenti, attraverso l’au-

silio di un’equipe di medici competenti dislocati territorialmente che effettuano valuta-

zioni periodiche dello stato di salute del personale.

A supporto del processo di miglioramento continuo della sicurezza è in programma un

progetto di affinamento del Sistema di diffusione dell’informazione su incidenti e infortu-

ni. È in particolare prevista la predisposizione di una reportistica periodica che, attraverso

indicatori specifici ed informazioni sempre più dettagliate, fornisca un supporto nell’indi-

viduazione delle cause e delle azioni correttive e di mitigazione.


Rischi e incertezze

244

0.6Dichiarazione delDirigente preposto

Il Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari di A2A S.p.A., Stefano

Micheli, dichiara, ai sensi dell’art. 154-bis, comma 2 del Testo Unico della Finanza (D.Lgs.

58/1998) che l’informativa contabile contenuta nel presente Resoconto intermedio di

gestione al 30 settembre 2012 corrisponde alle risultanze documentali, ai libri e alle scritture

contabili.

Milano, 8 novembre 2012

Il Dirigente preposto alla redazione

dei documenti contabili societari

Stefano Micheli

Dichiarazione del Dirigentepreposto alla redazione deidocumenti contabili societari anorma delle disposizioni dell’art.154-bis comma 2 del D.Lgs. 58/1998


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Resoconto intermedio 2012...Resoconto intermedio di gestione – 30 settembre 2012 5 Il Gruppo A2A...

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