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Resoconto intermediodi gestioneal 31 marzo 2012

2012

0.1 Indicatori di performance e informazionisocietarie

5 Il Gruppo A2A al 31 marzo 2012

6 Highlights Finanziari

8 A2A S.p.A. in Borsa

11 Organi sociali

13 Eventi di rilievo del periodo

16 Sintesi economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo A2A

23 Eventi di rilievo del Gruppo successivi al 31 marzo 2012

0.2 Prospetti contabili consolidati 26 Situazione patrimoniale-finanziaria consolidata

28 Conto economico consolidato

30 Conto economico complessivo consolidato

31 Rendiconto finanziario consolidato

32 Prospetto delle variazioni dei conti di Patrimonio netto consolidato

0.3Note illustrative al Resoconto intermedio digestione

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

36 Il Resoconto intermedio di gestione

37 Schemi di bilancio

38 Criteri di redazione

39 Variazioni di principi contabili

46 Area di consolidamento

47 Criteri e procedure di consolidamento

53 Stagionalità dell’attività

54 Gruppo A2A – Aree di attività

Indice

Resoconto intermedio di gestione – 31 marzo 2012

1

55 Aree geografiche di attività

56 Risultati per settore di attività

58 Note illustrative alle voci della Situazione patrimoniale-finanziaria

76 Indebitamento finanziario netto

77 Note illustrative alle voci di Conto economico

84 Utile per azione

85 Operazioni significative non ricorrenti e atipiche e/o inusuali

86 Garanzie ed impegni con i terzi

87 Altre informazioni

0.4Allegati alle note illustrative al Resocontointermedio di gestione

118 1. Elenco delle imprese incluse nel bilancio consolidato

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

netto

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

124 4. Elenco delle imprese incluse nel bilancio consolidato del Gruppo Coriance

126 5. Elenco delle attività finanziarie disponibili per la vendita

0.5 Relazione intermedia sulla gestione 129 Risultati per settore di attività

131 Quadro macroeconomico

134 Andamento mercato energetico

137 Filiera Energia

152 Filiera Calore e Servizi

157 Filiera Ambiente

163 Filiera Reti

181 Altri Servizi e Corporate

183 Evoluzione prevedibile della gestione

184 Rischi e incertezze

0.6 Dichiarazione del Dirigente preposto 208 Dichiarazione del Dirigente preposto


Indice

2

0.1Indicatori diperformance einformazionisocietarie


5

Il Gruppo A2A al 31 marzo 2012

(1) La percentuale di 61,28% si riferisce alle azioni ordinarie di proprietà di Transalpinadi Energia (TdE). La percentuale di partecipazione al capitale sociale è pari al 60%.Si segnala che Edison detiene il 50% della partecipazione della società Edipower.

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

quota del capitale sociale della società.(4) Si segnala l’esistenza di opzioni put aventi ad oggetto una ulteriore quota del capi-

tale sociale della società.

Nel presente prospetto sono evidenziate le partecipazioni di maggior rilievo del GruppoA2A. Si rinvia agli allegati 1, 2, 3, 4 e 5 per il dettaglio completo delle partecipazioni.

Aree di attività

Energia

Calore e Servizi

Ambiente

Reti

Altre Società

A2A Spa

51,00%Delmi (3)

50,00%Transalpina diEnergia

61,28%Edison (1)

20,00%Edipower

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

100,00%A2AMontenegro

43,70%EPCG

39,49%Rudnik Uglja ad Pljevlja

100,00%A2A Calore &Servizi

98,08%A2A Coriance

100,00%Coriance

90,00%Varese Risorse (4)

60,00%Proaris

50,00%Asm Novara (3)

100,00%Amsa

100,00%Ecodeco

99,99%Aprica

80,00%Montichiariambiente

100,00%PartenopeAmbiente

100,00%A2A Reti Elettriche

100,00%A2A Ciclo Idrico

90,00%Aspem (4)

67,00%Seasm

100,00%A2A Reti Gas

100,00%A2A Servizi alladistribuzione

91,60%Retragas

74,50%Camuna Energia

48,86%ASVT (2)

100,00%Selene

100,00%A2A Logistica

100,00%MincioTrasmissione

19,44%Metroweb

21,94%ACSM-AGAM

7,9%Dolomiti Energia

Ricavi 1.957milioni di euro

Margine Operativo Lordo 271milioni di euro

Utile netto 76milioni di euro

Dati economici 01 01 2012 01 01 2011Milioni di euro 31 03 2012 31 03 2011

Ricavi 1.957 1.745

Costi operativi (1.541) (1.321)

Costi per il personale (145) (146)

Margine Operativo Lordo 271 278

Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni (88) (131)

Risultato operativo netto 183 147

Gestione finanziaria (54) (10)

Altri proventi non operativi – –

Altri costi non operativi – (1)

Utile al lordo delle imposte 129 136

Oneri per imposte sui redditi (55) (40)

Risultato netto da attività non correnti cedute e destinate alla vendita 8 (9)

Risultato di pertinenza di terzi (6) (2)

Utile netto del periodo di pertinenza del Gruppo 76 85

Margine Operativo Lordo/Ricavi 13,8% 15,9%

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

Highlights Finanziari (1)


6

Dati patrimoniali 31 03 2012 31 12 2011Milioni di euro

Capitale investito netto 7.612 7.614

Patrimonio netto del Gruppo e di terzi 3.658 3.593

Posizione finanziaria netta consolidata (3.954) (4.021)

Posizione finanziaria netta consolidata/Patrimonio netto del Gruppo e di terzi 1,08 1,12

Posizione finanziaria netta consolidata/Market Cap medio 1,75 1,31

Dati finanziari 01 01 2012 01 01 2011Milioni di euro 31 03 2012 31 03 2011

Flussi finanziari netti da attività operativa 155 207

Flussi finanziari netti impiegati nell’attività di investimento (63) (45)

Free cash flow 92 162

Dati societari di A2A S.p.A. 31 03 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 31 03 2012 31 03 2011

Media Euribor a sei mesi 1,338% 1,367%

Prezzo medio del greggio Brent (USD/bbl) 118,33 105,19

Cambio medio euro/USD (*) 1,31 1,37

Prezzo medio del greggio Brent (euro/bbl) 90,23 76,88

Prezzo medio del carbone (euro/tonn) 76,56 90,14

(*) Fonte Ufficio Italiano Cambi.


Highlights Finanziari

7

A2A e dati azionari

Capitalizzazione al 31 marzo 2012 (milioni di euro) 1.884

Capitalizzazione media del 1° trimestre 2012 (milioni di euro) 2.259

Volumi medi del 1° trimestre 2012 10.422.612

Prezzo medio del 1° trimestre 2012 (*) 0,721

Prezzo massimo del 1° trimestre 2012 (*) 0,793

Prezzo minimo del 1° trimestre 2012 (*) 0,598

Numero di azioni 3.132.905.277

(*) euro per azioneFonte: Bloomberg

Principali indici in cui è presente il titolo A2A

FTSE MIB

STOXX Europe 600

EUROSTOXX

Italy

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 31 marzo 2012)Fonte: CONSOB

Rating

Attuale

Ratingmedio/lungo termine BBB

Standard & Poor’s Rating breve termine A–2

Outlook Negativo

Moody’s Ratingmedio/lungo termine Baa1 (in revisione

per downgrade)

Outlook Negativo

Rating aggiornati al 17 aprile 2012.Fonti: agenzie di rating.


A2A S.p.A. in Borsa

9

A2A nel 1° trimestre 2012

A2A vs FTSE MIB

Fonte: Bloomberg


A2A S.p.A. in Borsa

10

CONSIGLIO DI SORVEGLIANZA

PRESIDENTEGraziano Tarantini

VICE PRESIDENTERosario Bifulco

CONSIGLIERIAdriano BanderaGiambattista BrivioBruno CapariniGianni CastelliAlberto CavalliStefano GrassaniEnrico MattinzoliMarco MiccinesiMassimo PeronaNorberto RosiniFranco TamburiniAntonio Matteo Taormina

CONSIGLIO DI GESTIONE

PRESIDENTEGiuseppe Sala

VICE PRESIDENTEVittorio Cinquini

CONSIGLIERI Franco BaigueraMario CocchiFrancesco RandazzoRenato RavanelliPaolo RossettiCarlo Secchi

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

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

A2A S.p.A.: dalla BEI finanziamento per 95 milioni di euro per losviluppo 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

progetti per lo sviluppo delle reti di teleriscaldamento nell’area metropolitana milanese (in

particolare, nei comuni di Milano, Novate Milanese e Sesto San Giovanni). I progetti hanno

l'obiettivo 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 propri 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

finanziamento, 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



Delmi S.p.A.: approvata all’unanimità la cessione della partecipazionein Transalpina di Energia S.r.l. (TdE) a EDF S.A.

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 prevede la cessione a EDF S.A.

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

l'acquisto 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

sottoscritto 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. acquisisce 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. acquisisce da Delmi S.p.A.

il 50% di Transalpina di Energia S.r.l., società della quale possiede già il restante 50% e che

detiene, 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 elementi principali di un contratto di

fornitura gas da Edison S.p.A. a Edipower S.p.A. che coprirà il 50% dei fabbisogni di Edipower

S.p.A. stessa per un periodo di 6 anni a condizioni di mercato. Il closing dovrà avvenire non

oltre il 30 giugno 2012. L’intera operazione rimane subordinata alla conferma da parte di

Consob che il prezzo di offerta pubblica di acquisto obbligatoria, conseguente all’acquisizione

del controllo di Edison S.p.A. da parte di EDF S.A., sia non superiore a 0,84 euro per azione.

L’operazione è inoltre subordinata all’approvazione da parte delle competenti autorità

Antitrust.

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, rimarrà in carica sino alla prima riunione del Consiglio di Sorveglianza successiva al

suo rinnovo previsto con l’Assemblea del 29 maggio 2012.

14



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 IT. 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 IT sia alle società del Gruppo A2A sia al libero mercato. A2A S.p.A.

ha incassato circa 10,3 milioni di euro per l’operazione, conseguendo una plusvalenza

consolidata di oltre 8 milioni di euro. Il Gruppo A2A in questo modo prosegue nel processo di

razionalizzazione del proprio portafoglio di partecipazioni e di focalizzazione sul core business

del Gruppo.

15


Sintesi economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo A2A

Situazione economica

Di seguito si riportano i risultati economici del Gruppo A2A al 31 marzo 2012, confrontati con il

corrispondente periodo del precedente esercizio:

Milioni di euro 01 01 2012 01 01 2011 Variazioni 31 03 2012 31 03 2011

Ricavi 1.957 1.745 212

di cui:

– Ricavi di vendita e prestazioni 1.939 1.725 214

– Altri ricavi operativi 18 20 (2)

Costi operativi (1.541) (1.321) (220)

Costi per il personale (145) (146) 1

Margine Operativo Lordo 271 278 (7)

Ammortamenti (96) (108) 12

Accantonamenti e svalutazioni 8 (23) 31

Risultato Operativo Netto 183 147 36

Oneri netti di gestione finanziaria (55) (12) (43)

Quota di risultato di società ad equity 1 2 (1)

Altri proventi non operativi – – –

Altri costi non operativi – (1) 1

Utile al lordo delle imposte 129 136 (7)

Oneri per imposte sui redditi (55) (40) (15)

Risultato di attività operative in esercizio al nettodelle imposte 74 96 (22)

Risultato netto da attività non correnti cedute e destinatealla vendita 8 (9) 17

Risultato di pertinenza di terzi (6) (2) (4)

Utile netto del periodo di pertinenza del Gruppo 76 85 (9)

Nel trimestre in esame i ricavi del Gruppo sono risultati complessivamente pari a 1.957 milioni

di euro, di cui 71 milioni di euro relativi al Gruppo EPCG (1.745 milioni di euro nel primo

trimestre 2011, di cui 86 milioni di euro relativi al Gruppo EPCG).

Sintesi economica,patrimoniale e finanziariadel Gruppo A2A

16



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

ricavi:

31 03 2012 31 03 2011

EE venduta a clienti grossisti e retail (GWh) 5.325 5.625

EE venduta in Borsa (GWh) 3.136 3.799

EE venduta sui mercati esteri (GWh) 3.312 3.145

EE venduta (GWh) – EPCG 1.197 1.333

Gas venduto (Mmc) 1.839 1.494

Calore venduto (GWht) 1.526 1.439

EE distribuita (GWh) 2.930 2.908

EE distribuita (GWh) - EPCG 761 741

Gas distribuito (Mmc) 950 965

Acqua distribuita (Mmc) 17 15

Acqua depurata (Mmc) 10 10

Rifiuti smaltiti (Kton) 635 670

Le vendite sono prevalentemente riconducibili alla produzione degli impianti gestiti dal

Gruppo:

31 03 2012 31 03 2011

Produzione termoelettrica (GWh) 2.265 2.431

Produzione termoelettrica (GWh) - EPCG 399 379

Produzione idroelettrica (GWh) 506 715

Produzione idroelettrica (GWh) - EPCG 310 739

Produzione calore (GWht) 1.284 1.188

Produzione di energia elettrica da cogenerazione (GWh) 354 362

Vendita di EE da impianti di termovalorizzazione e biogas (GWh) 304 316

Il Margine Operativo Lordo, si è attestato a 271 milioni di euro, sostanzialmente in linea rispetto

al medesimo periodo dell’esercizio precedente.

17



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

Milioni di euro 31 03 2012 31 03 2011

Filiera Energia: 79 94- Elettricità 34 60- Gas 45 34

Filiera Calore e Servizi 53 48

Filiera Ambiente 71 76

Filiera Reti 68 65

Filiere Altri Servizi e Corporate – (5)

Totale 271 278

La Filiera Energia evidenzia una marginalità in riduzione rispetto al primo trimestre 2011: la

flessione dei risultati del comparto elettrico (-26 milioni di euro) è stata in parte compensata

dall’incremento dei margini del settore gas (+11 milioni di euro).

Il comparto elettrico, al netto del contributo della controllata montenegrina EPCG, evidenzia

un margine operativo lordo in linea rispetto al primo trimestre 2011 (38 milioni di euro). La

buona performance del portafoglio industriale, che ha beneficiato di un miglioramento degli

spread tra i prezzi di vendita e il costo del combustibile, anche grazie ad un’attenta gestione

delle fonti di approvvigionamento del gas, è stata compensata dalla flessione della marginalità

rilevata sul portafoglio di trading, derivante dalla forte volatilità dei prezzi sulle Borse Europee

verificatasi in alcuni periodi del trimestre in esame.

Il contributo del settore energia elettrica di EPCG, nel primo trimestre 2012, risulta in calo di

26 milioni di euro rispetto ai primi tre mesi dell’esercizio precedente. Tale diminuzione è

prevalentemente attribuibile alle minori produzioni idroelettriche registrate nel primo

trimestre 2012 e al conseguente incremento delle quantità di energia elettrica importata, in un

contesto di mercato caratterizzato da prezzi crescenti.

Il comparto gas ha conseguito un margine superiore di 11 milioni di euro rispetto al

corrispondente trimestre dell’anno precedente.

Il Margine operativo lordo della Filiera Calore e Servizi è risultato pari a 53 milioni di euro, 48

milioni di euro nel primo trimestre 2011. La crescita, pari a 5 milioni di euro, è prevalentemente

dovuta allo sviluppo commerciale nel Comparto Teleriscaldamento.

Il Margine operativo lordo della Filiera Ambiente si attesta a 71 milioni di euro, in calo di 5

milioni di euro per effetto della perdita dell’incentivo CIP 6 riconosciuto agli impianti di

termovalorizzazione di Milano, Bergamo e Filago.

18



La Filiera Reti ha incrementato i risultati industriali nel primo trimestre 2012 realizzando un

Margine Operativo Lordo pari a 68 milioni di euro (+3 milioni di euro). Tale crescita è

sostanzialmente ascrivibile al comparto della Distribuzione gas.

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

88 milioni di euro (131 milioni di euro al 31 marzo 2011). Il decremento di 43 milioni di euro è

principalmente attribuibile a minori ammortamenti, al rilascio di fondi rischi e di fondi rischi

su crediti precedentemente accantonati.

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

crescita e pari a 183 milioni di euro (147 milioni di euro al 31 marzo 2011).

Gli “Oneri netti della gestione finanziaria” ammontano a 55 milioni di euro (12 milioni di

euro al 31 marzo 2011) e risentono in modo rilevante dell’effetto dei fair value dei derivati

finanziari al 31 marzo 2012 che presentano un risultano negativo per 22 milioni di euro, mentre

nel corrispondente periodo dell’esercizio precedente evidenziavano un risultato positivo per

19 milioni di euro. Al netto della variazione dei fair value dei derivati finanziari gli oneri netti

della gestione finanziaria ammontano a 33 milioni di euro a fronte di 31 milioni di euro del

primo trimestre 2011.

La “Quota di risultato di società consolidate ad equity” è positiva per 1 milione di euro

mentre nel corrispondente periodo del 2011 era stata positiva per 2 milioni di euro. La voce in

esame accoglie principalmente gli effetti dei risultati delle valutazioni delle partecipazioni in

PremiumGas S.p.A. e di alcune partecipazioni del Gruppo Coriance.

Gli “Oneri per imposte” nel periodo in esame sono risultati pari a 55 milioni di euro (40

milioni di euro al 31 marzo 2011) e risentono sia del generale aumento, a partire dal secondo

semestre 2011, dell'aliquota della cd. “Robin Hood tax”, elevata dal 6,5% al 10,5% per il triennio

2011-2013, sia dell'ampliamento del perimetro delle società soggette alla medesima

addizionale, con l'assoggettamento anche delle attività di distribuzione di energia elettrica e

gas, in precedenza escluse. Si è inoltre incrementata, sempre a partire dal secondo semestre

2011, l’aliquota dell’IRAP, aumentata al 4,20% rispetto al precedente 3,90% per le società che

esercitano attività di imprese concessionarie diverse da quelle di costruzione e gestione di

autostrade e trafori.

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

positivo per 8 milioni di euro, accoglie principalmente il contributo della cessione della

partecipazione nella società e-Utile S.p.A., mentre nel corrispondente periodo del

precedente esercizio risultava negativo per 9 milioni di euro e comprendeva la valutazione

della partecipazione in Transalpina di Energia S.r.l..

19



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

terzi azionisti, è pari a 76 milioni di euro (85 milioni di euro al 31 marzo 2011).

Situazione patrimoniale-finanziaria

Il “Capitale investito” consolidato al 31 marzo 2012 ammonta a 7.612 milioni di euro e trova

copertura nel Patrimonio netto per 3.658 milioni di euro (di cui 834 milioni di euro riferiti alle

quote di terzi) e nell’indebitamento finanziario netto per 3.954 milioni di euro.

Il “Capitale di funzionamento”, pari a 859 milioni di euro, risulta in aumento di 9 milioni di

euro rispetto al 31 dicembre 2011.

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

vendita”, risulta pari a 6.753 milioni di euro, in diminuzione di 11 milioni di euro rispetto al 31

dicembre 2011.

La “Posizione finanziaria netta” , pari a 3.954 milioni di euro al 31 marzo 2012, è migliorata di

67 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2011 per effetto della cassa generata, pari a 141 milioni

di euro, che ha più che compensato gli investimenti del periodo, pari a 74 milioni di euro.

20



Milioni di euro 31 03 2012 31 12 2011 Variazioni

CAPITALE INVESTITO

Capitale immobilizzato netto 5.838 5.846 (8)

Immobilizzazioni materiali 4.649 4.685 (36)

Immobilizzazioni immateriali 1.518 1.503 15

Partecipazioni e altre attività finanziarie non correnti (*) 535 535 –

Altre attività/passività non correnti (*) (138) (133) (5)

Crediti/passività per imposte anticipate/differite (4) (10) 6

Fondi rischi, oneri e passività per discariche (453) (462) 9

Benefici a dipendenti (269) (272) 3

di cui con contropartita il Patrimonio netto (101) (112)

Capitale di funzionamento 859 850 9

Rimanenze 120 267 (147)

Crediti commerciali e altre attività correnti (*) 2.518 2.368 150

Debiti commerciali e altre passività correnti (*) (1.732) (1.790) 58

Attività per imposte correnti/debiti per imposte (47) 5 (52)


Attività/Passività destinate alla vendita (*) 915 918 (3)

di cui con contropartita il Patrimonio netto – –

TOTALE CAPITALE INVESTITO 7.612 7.614 (2)

FONTI DI COPERTURA

Patrimonio netto 3.658 3.593 65

Totale posizione finanziaria oltre l’esercizio successivo 3.857 3.729 128

Totale posizione finanziaria entro l’esercizio successivo 97 292 (195)

Totale posizione finanziaria netta 3.954 4.021 (67)


TOTALE FONTI 7.612 7.614 (2)

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

21

Milioni di euro 01 01 2012 01 01 2011 31 03 2012 31 03 2011

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

Utile netto del periodo (comprende utile di terzi) (**) 74 87

Ammortamenti 96 108

Svalutazioni/smobilizzi di immobilizzazioni materiali e immateriali 2 1

Risultato da partecipazioni valutate a equity (1) 10

Variazioni delle attività e delle passività (*) (16) 1

Flussi finanziari netti da attività operativa 155 207

Flussi finanziari netti da attività di investimento: (63) (45)

- investimenti (74) (49)

- vendita partecipazioni 11 4

Free cash flow 92 162

Variazioni delle attività/passività finanziarie con contropartita ilPatrimonio netto (25) (11)

POSIZIONE FINANZIARIA NETTA ALLA FINE DEL PERIODO (3.954) (3.742)

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



22

Termovalorizzatore di Acerra: nei primi tre mesi del 2012 confermatele ottime performance dell'impianto

Nei primi tre mesi del 2012, il termovalorizzatore di Acerra ha confermato gli ottimi livelli di

efficienza raggiunti nell’esercizio 2011. All'impianto sono state conferite 134 mila tonnellate di

rifiuti e, grazie alla loro valorizzazione energetica, è stato possibile produrre e immettere in

rete 116 milioni di Kwh di energia elettrica (quantità di energia che sarebbe sufficiente a

soddisfare il fabbisogno annuo di circa 41.500 famiglie) ed evitare il consumo di circa 21.000

tonnellate di petrolio.

Eccellenti i risultati anche dal punto di vista ambientale. I dati delle emissioni in atmosfera,

infatti, continuano a far registrare valori ampiamente al di sotto dei limiti imposti dalle

normative europee e di quelli più stringenti fissati dall'Autorizzazione Integrata Ambientale

che disciplina il sito di Acerra.

Nel primo trimestre del 2012, Partenope Ambiente S.p.A. ha anche portato a termine alcuni

interventi di manutenzione programmata, che hanno riguardato due delle tre linee di cui si

compone l'impianto e per il 2012 la società conta di confermare gli elevati standard produttivi

del 2011 quando il termovalorizzatore di Acerra ha raggiunto, con alcuni giorni di anticipo, il

100% della sua capacità nominale annua, pari a 600 mila tonnellate di rifiuti.

Gruppo Ecodeco: inaugurato in Spagna un nuovo impianto per iltrattamento 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 urbani

prodotti da 49 comuni dell’area nord della provincia di Castellón, ha una capacità di trattamento pari

a 130.000 tonnellate all’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 elettromeccanica del trattamento rifiuti.

Eventi di rilievo del Grupposuccessivi al 31 marzo 2012


23

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’investimento 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.

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

consolidata del Gruppo A2A al 31 dicembre 2011.

Il Consiglio di Sorveglianza ha approvato, inoltre, la proposta 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).

A2A S.p.A.: modifica alle linee negoziali relative all’operazioneEdison/Edipower

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 per cento di Transalpina di Energia S.r.l. di pro-

prietà di Delmi S.p.A. sia aumentato da 704.372.600 euro a 783.748.900 euro, nonché l'im-

pegno di Delmi S.p.A. di corrispondere a EDF S.A. un importo pari al 50 per cento del mag-

gior onere che EDF S.A. dovrà 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 azio-

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

(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

parte, 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 per cento di Edipower

S.p.A. di proprietà di Edison S.p.A. sia aumentato da 604.372.600 euro a 683.748.900 euro,

incrementando così il corrispettivo totale per il 70 per cento di Edipower S.p.A. da

804.372.600 euro a 883.748.900 euro.

L'esecuzione del contratto di compravendita di Transalpina di Energia S.r.l. è subordinata

all'approvazione della Commissione Europea e l'esecuzione del contratto di compravendita di

Edipower S.p.A. è, a sua volta, subordinata all'esecuzione del contratto relativo a Transalpina di

Energia S.r.l. (essendo già intervenuta l'autorizzazione dell’Autorità garante della concorrenza

italiana).


Eventi di rilievo del Gruppo successivi al 31 marzo 2012

24

0.2Prospetti contabiliconsolidati

Milioni di euro Note 31 03 2012 31 12 2011 31 03 2011

ATTIVITÀ NON CORRENTI

Immobilizzazioni materiali 1 4.649 4.685 4.814

Immobilizzazioni immateriali 2 1.518 1.503 1.550

Partecipazioni valutate col metodo del Patrimonio netto 3 522 521 2.410

Altre attività finanziarie non correnti 3 49 48 42

Altre attività non correnti 4 114 132 88

Totale attività non correnti 6.852 6.889 8.904

ATTIVITÀ CORRENTI

Rimanenze 5 120 267 128

Crediti commerciali 6 2.189 1.958 2.269

Altre attività correnti 7 329 410 373

Attività finanziarie correnti 8 234 233 38

Attività per imposte correnti 9 6 30 15

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 10 245 147 246

Totale attività correnti 3.123 3.045 3.069

ATTIVITÀ NON CORRENTI DESTINATE ALLA VENDITA 11 926 921 81

TOTALE ATTIVO 10.901 10.855 12.054

(1) Gli effetti degli eventi e operazioni significative non ricorrenti nel bilancio consolidato sono evidenziati alla Nota 38 come previsto dalla Comunicazione

Consob DEM/6064293 del 28 luglio 2006.

Situazione patrimoniale-finanziaria consolidata (1)

Attività


26

Milioni di euro Note 31 03 2012 31 12 2011 31 03 2011

PATRIMONIO NETTO

Capitale sociale 12 1.629 1.629 1.629

(Azioni proprie) 13 (61) (61) (61)

Riserve 14 1.180 1.619 1.940

Risultato netto dell’esercizio – (420) –

Utile netto del periodo 15 76 – 85

Patrimonio netto di Gruppo 2.824 2.767 3.593

Interessi di minoranze 16 834 826 1.350

Totale Patrimonio netto 3.658 3.593 4.943

PASSIVITÀ

Passività non correnti

Passività finanziarie non correnti 17 3.963 3.851 3.706

Passività per imposte differite 18 4 10 50

Benefici a dipendenti 19 269 272 274

Fondi rischi, oneri e passività per discariche 20 453 462 466

Altre passività non correnti 21 182 177 162

Totale passività non correnti 4.871 4.772 4.658

Passività correnti

Debiti commerciali 22 1.235 1.348 1.315

Altre passività correnti 22 497 442 612

Passività finanziarie correnti 23 587 675 406

Debiti per imposte 24 53 25 103

Totale passività correnti 2.372 2.490 2.436

Totale passività 7.243 7.262 7.094

PASSIVITÀ DIRETTAMENTE ASSOCIATE AD ATTIVITÀNON CORRENTI DESTINATE ALLA VENDITA – – 17

TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ 10.901 10.855 12.054

Patrimonio netto e passività


Situazione patrimoniale-finanziaria consolidata

27

Milioni di euro Note 01 01 2012 01 01 2011 01 01 2011 31 03 2012 31 03 2011 31 12 2011

Ricavi

Ricavi di vendita e prestazioni 1.939 1.725 6.096

Altri ricavi operativi 18 20 102

Totale ricavi 26 1.957 1.745 6.198

Costi operativi

Costi per materie prime e servizi 1.473 1.252 4.396

Altri costi operativi 68 69 302

Totale costi operativi 27 1.541 1.321 4.698

Costi per il personale 28 145 146 558

Margine operativo lordo 29 271 278 942

Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni 30 88 131 641

Risultato operativo netto 31 183 147 301

Gestione finanziaria

Proventi finanziari 11 26 55

Oneri finanziari 66 38 178

Quota dei proventi e degli oneri derivanti dalla valutazione secondo il Patrimonio netto delle partecipazioni 1 2 (132)

Totale gestione finanziaria 32 (54) (10) (255)

Altri proventi non operativi – – 6

Altri costi non operativi 33 – (1) (10)

Utile al lordo delle imposte 129 136 42

(1) Gli effetti degli eventi e operazioni significative non ricorrenti nel bilancio consolidato sono evidenziati alla Nota 38 come previsto dalla Comunicazione

Consob DEM/6064293 del 28 luglio 2006,

(2) I valori comparativi per il periodo gennaio-marzo 2011, per la posta di Conto economico relativa alla quota dei proventi e degli oneri derivanti dalla

valutazione secondo il Patrimonio netto delle partecipazioni sono riclassificati per riflettere l’applicazione dell’IFRS 5.

Conto economicoconsolidato (1-2)


28

Milioni di euro Note 01 01 2012 01 01 2011 01 01 2011 31 03 2012 31 03 2011 31 12 2011

Oneri per imposte sui redditi 34 55 40 148

Risultato di attività operative in esercizio al netto delle imposte 74 96 (106)

Risultato netto da attività non correnti cedute e destinate alla vendita 35 8 (9) (810)

Risultato netto 82 87 (916)

Risultato di pertinenza di terzi (6) (2) 496

Utile netto del periodo/eserciziodi pertinenza del Gruppo 36 76 85 (420)

Utile (perdita) per azione (in euro):

– di base 0,0244 0,0275 (0,1352)

– di base da attività in funzionamento 0,0219 0,0284 (0,0076)

– di base da attività destinate alla vendita 0,0025 (0,0009) (0,1276)

– diluito 0,0244 0,0275 (0,1352)

– diluito da attività in funzionamento 0,0219 0,0284 (0,0076)

– diluito da attività destinate alla vendita 0,0025 (0,0009) (0,1276)


Conto economico consolidato

29

Milioni di euro 31 03 2012 31 03 2011 31 12 2011

Utile/(perdita) del periodo (A) 82 87 (916)

Parte efficace degli utili/(perdite) sugli strumenti di copertura deglistrumenti finanziari (“cash flow hedge”) (23) (4) (13)

Utili/(perdite) dalla rideterminazione di attività finanziarie disponibiliper la vendita (“available for sale”) – – –

Effetto fiscale relativo agli altri utili/(perdite) 9 1 2

Totale Altri utili/(perdite) al netto dell’effetto fiscale delle societàconsolidate integralmente (B) (14) (3) (11)

Altri utili/(perdite) delle imprese valutate con il metodo delPatrimonio netto al netto dell’effetto fiscale (C) – 10 (11)

Totale utile/(perdita) complessiva (A + B + C) 68 94 (938)

Totale utile/(perdita) complessiva attribuibile a:

Soci della controllante 60 88 (453)

Interessenze di pertinenza di terzi 8 6 (485)

Conto economico complessivoconsolidato


30

Milioni di euro 31 03 2012 31 12 2011 31 03 2011

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

Attività operativa

Risultato netto del periodo/esercizio (**) 74 (951) 87

Ammortamenti immobilizzazioni materiali 75 336 87

Ammortamenti immobilizzazioni immateriali 21 79 21

Svalutazioni/smobilizzi immobilizzazioni materiali eimmateriali 2 125 1

Risultato di partecipazioni valutate ad equity (***) (1) 979 10

Svalutazioni di partecipazioni – 4 –

Imposte nette pagate – (240) –

Variazione delle attività e delle passività (*) (16) 78 1

Flussi finanziari netti da attività operativa 155 410 207

Attività di investimento

Investimenti in immobilizzazioni materiali (39) (183) (29)

Investimenti in immobilizzazioni immateriali e avviamento (35) (127) (20)

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

Cessioni di immobilizzazioni e partecipazioni 11 79 4

Dividendi incassati da partecipazioni valutate ad equity ealtre partecipazioni – 17 –

Flussi finanziari netti da attività di investimento (63) (225) (45)

FREE CASH FLOW 92 185 162

Attività di finanziamento

Variazione delle attività finanziarie (*) (24) (236) 30

Variazione delle passività finanziarie (*) 34 481 (67)

Interessi finanziari netti pagati (4) (111) (11)

Dividendi pagati dalla capogruppo – (298) –

Dividendi pagati dalle controllate – (6) –

Flussi finanziari netti da attività di finanziamento 6 (170) (48)

VARIAZIONE DELLE DISPONIBILITÀ LIQUIDE 98 15 114

DISPONIBILITÀ LIQUIDE E MEZZI EQUIVALENTI ALLAFINE DEL PERIODO/ESERCIZIO 245 147 246

(*) 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 31 marzo 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


31

Descrizione Capitale Azioni Cash Flow A R T I TMilioni di euro Sociale Proprie Hedge r p P m P u e n n G G Nota 12 Nota 13 Nota 14 N N N

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

Variazioni del primo trimestre 2011

Destinazione del risultato 2010 3 (

Riserve IAS 32 e IAS 39 (*) 3 3 4 7

Put option su azioni Delmi S.p.A. 4 4 4

Risultato netto del periodo di pertinenza del Gruppo e di Terzi 8 8 2 8

Patrimonio netto al 31 marzo 2011 1.629 (61) 34 1 8 3 1 4

Variazioni dal 1° aprile 2011 al 31 dicembre 2011

Distribuzione dividendi ( ( ( (

Riserve IAS 32 e IAS 39 (*) (14) ( ( (

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

Altre variazioni ( ( ( (

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 del primo trimestre 2012

Destinazione del risultato 2011 ( 4

Riserve IAS 32 e IAS 39 (*) (16) ( (

Altre variazioni ( ( (

Risultato netto del periodo di pertinenza del Gruppo e di Terzi 7 6 8

Patrimonio netto al 31 marzo 2012 1.629 (61) 4 1 7 2 8 3

(*) concorrono alla formazione del Conto economico complessivo.

Prospetto delle variazionidei conti di Patrimonio nettoconsolidato


32

C A C Altre Risultato 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 14 Nota 15 Nota 16

1 ( 3 1.594 308 3.501 1.344 4.845

308 (308)

3 3 4 7

4 4 4

85 85 2 87

1 ( 3 1.906 85 3.593 1.350 4.943

(298) (298) (6) (304)

( (14) (15) (29)

(2) (2) (2)

(7) (7) (5) (12)

(505) (505) (498) (1.003)

1 ( 2 1.599 (420) 2.767 826 3.593

(420) 420

( (16) 2 (14)

(3) (3) (3)

76 76 6 82

1 ( 4 1.176 76 2.824 834 3.658


Prospetto delle variazioni dei conti di Patrimonio netto consolidato

33

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 delle acquisizioni in Francia e in Montenegro avvenute 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.


35

Il Resoconto intermedio di gestione (di seguito “Resoconto”) al 31 marzo 2012 del Gruppo

A2A è presentato in milioni di euro; tale valuta coincide anche con la moneta funzionale delle

economie in cui il Gruppo opera.

Il Resoconto del Gruppo A2A al 31 marzo 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. 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 annuale al 31 dicembre 2011.

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 31 marzo 2012, non sottoposto a revisione contabile, è stato approva-

to dal Consiglio di Gestione il 10 maggio 2012, che ne ha autorizzato la pubblicazione.

Il Resoconto intermedio digestione


36

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


37

Il Resoconto intermedio di gestione al 31 marzo 2012 è stato redatto in base al principio del

costo storico, con l’eccezione delle voci che secondo gli IFRS devono o possono essere valuta-

te 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


38

I principi contabili adottati nel corso del primo trimestre del 2012 coincidono con quelli dell’e-

sercizio precedente, fatta eccezione per le variazioni illustrate nel successivo paragrafo

“Principi contabili, emendamenti e interpretazioni omologati dall’Unione Europea applicabili

dal presente periodo con effetti per il Gruppo”.

Nel successivo paragrafo “Principi contabili, 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 sul Resoconto interme-

dio di gestione del Gruppo A2A.

Principi contabili, emendamenti e interpretazioni omologatidall’Unione Europea applicabili dal presente periodo con effetti per ilGruppo

A decorrere dal 1° gennaio 2012 sono state applicate talune modifiche ai principi contabili

internazionali e alle interpretazioni, nessuna delle quali tuttavia ha determinato un effetto

significativo sui bilanci del Gruppo. Le variazioni principali sono di seguito illustrate:

• IAS 12 “Imposte sul reddito”: omologato il 20 dicembre 2011 e applicabile dal 1° gennaio

2012, introduce una deroga al principio generale che la misurazione delle passività per

imposte differite e delle attività per imposte anticipate deve riflettere gli effetti fiscali che

derivano dal modo in cui l’entità prevede di recuperare o estinguere il valore contabile

delle sue attività e passività. Ne consegue che, secondo quanto previsto dalla modifica in

oggetto, in determinate circostanze la misurazione delle passività per imposte differite e

delle attività per imposte anticipate deve riflettere la semplice presunzione che il valore

del bene sottostante sarà recuperato interamente dalla vendita, salvo che vi sia una chiara

prova che il recupero possa avvenire con l’uso. Le circostanze sono che la passività per

imposte differite e l’attività per imposte anticipate derivi da:

1. un investimento immobiliare, quando l’entità applica il modello del fair value previsto

dallo IAS 40 “Investimenti immobiliari”;

Variazioni di principi contabili


39

2. immobili, impianti e attrezzature o beni immateriali, quando l’entità applica quanto

disposto dallo IAS 16 “Immobili, impianti e macchinari” e dallo IAS 38 “Attività

immateriali”.

Principi contabili, emendamenti e 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.

• IFRS 1 “Prima adozione degli International Financial Reporting Standards”: in data 20

dicembre 2010 lo IASB ha emesso il documento “Severe Hyperinflation and Removal of

Fixed Dates for First-time Adopters (Amendments to IFRS 1)”. La rimozione di specifiche

date nell’IFRS 1 ha l’obiettivo di consentire ai neo utilizzatori degli IAS/IFRS l’utilizzo delle

medesime regole di semplificazione previste per i soggetti che avevano effettuato la

transizione ai principi contabili internazionali nel 2005; mentre per le imprese che

presentano per la prima volta un bilancio in accordo agli IFRS, dopo essere state

impossibilitate a presentarlo a causa dell’iperinflazione, le modifiche prevedono di inserire

un’esenzione all’applicazione retrospettica degli IAS/IFRS in sede di prima applicazione,

consentendo a tali imprese di utilizzare il fair value come sostituto del costo per tutte le

attività e passività allora presenti;

• IFRS 9 “Strumenti finanziari”, pubblicato dallo IASB in data 16 dicembre 2011, che modifica

la data di applicazione del presente principio con decorrenza dal 1° gennaio 2015 (in

precedenza era stata fissata a partire dal 1° gennaio 2013);

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

decorrere dal 1° gennaio 2013. 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 dalla 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



40

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 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”. E’

consentita l’adozione in via anticipata del principio in oggetto;

• IFRS 11 “Accordi congiunti”, pubblicato dallo IASB in data 12 maggio 2011 e applicabile dal 1°

gennaio 2013. Il principio in oggetto stabilisce che in un accordo congiunto 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



41

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 “Informativa riguardante partecipazioni in altre

imprese”. E’ consentita l’adozione in via anticipata del principio in oggetto;

• IFRS 12 “Informativa riguardante partecipazioni in altre imprese”, emanato dallo IASB in

data 12 maggio 2011 e applicabile dal 1° gennaio 2013; il principio in oggetto stabilisce dei

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

un’entità deve fornire al fine di supportare gli utilizzatori del bilancio nella valutazione

della natura e dei rischi associati alle partecipazioni detenute dall’entità stessa in società

controllate, collegate e in accordi congiunti (questi ultimi definiti dall’IFRS 11). In

particolare è previsto che l’entità fornisca informazioni circa le assunzioni adottate al fine

di determinare la presenza o meno del controllo, anche congiunto, e dell’influenza

notevole esercitati su un’altra entità. E’ consentita l’adozione in via anticipata del principio

in oggetto;

• IFRS 13 “Valutazione al fair value”, emanato 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,



42

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 value richieste solo in particolari

circostanze. E’ consentita l’adozione in via anticipata del principio in oggetto;

• IFRIC 19 “Estinzione di passività finanziarie con strumenti rappresentativi di capitale”: la

presente interpretazione, pubblicata in data 26 novembre 2009 dall’IFRIC Committee, era

applicabile con decorrenza 1° luglio 2010 e fornisce chiarimenti ed orientamenti in merito

alle modalità con cui:

1. un’entità deve valutare gli strumenti di capitale emessi a fronte della cancellazione di

una passività finanziaria;

2. debba essere rilevata e contabilizzata ogni differenza tra il valore nominale della

passività finanziaria estinta e il valore iniziale degli strumenti di capitale emessi;

3. l’emissione di strumenti di capitale incontri la definizione di “corrispettivo pagato”

previsto dallo IAS 39 paragrafo 41.

In merito al primo aspetto, l’interpretazione in oggetto prevede la valutazione al fair value

degli strumenti di capitale emessi per cancellare un debito finanziario, a meno che il valore

non sia attendibilmente misurabile. In questo caso lo strumento di capitale deve essere

valutato al fair value della passività finanziaria che si intende estinguere.

Viene inoltre chiarito che ogni differenza tra il valore nominale della passività finanziaria

estinta e il valore iniziale degli strumenti di capitale emessi deve essere rilevata a Conto

economico;

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

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;

• IAS 12 “Imposte sul reddito”, emanato dallo IASB in data 20 dicembre 2011; lo IASB ha

previsto deroghe al principio generale per l’iscrizione delle imposte differite e dei crediti



43

per imposte anticipate in ipotesi di investimenti immobiliari misurati secondo il modello

del fair value (previsto dallo IAS 40 “Investimenti immobiliari”) introducendo la

presunzione che lo stanziamento delle imposte differite debba essere effettuato

considerando la sola ipotesi della vendita degli investimenti. Il presente emendamento è

applicabile con decorrenza dal 1° gennaio 2012, ma è ammesso l’utilizzo anche in via

anticipata;

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

dal 1° gennaio 2013; 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. E’

consentita l’adozione in via anticipata del principio in oggetto 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 2013; 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. E’ consentita l’adozione in via

anticipata del principio in oggetto 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 27 (così come

modificato nel 2011);

• IAS 32 “Classificazione dell’emissione di diritti” omologato in data 23 dicembre 2009 e

applicabile dal 1° febbraio 2010: consente di trattare come componente di Patrimonio

netto nel bilancio dell’emittente i diritti di opzione (o warrant) emessi in occasione di



44

operazioni di aumento di capitale sociale a favore di tutti gli azionisti ad un prezzo fisso ed

espressi in una valuta funzionale diversa da quella dell’emittente. L’attuale trattamento

contabile contenuto nello IAS 32 prevedeva che tali strumenti fossero considerati delle

passività per strumenti derivati;

• IAS 1 “Presentazione del bilancio”; la modifica, 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. È consentita l’adozione in via anticipata

dell’emendamento in oggetto;

• IAS 19 “Benefici a dipendenti”, 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;

(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 differi-

mento nella rilevazione dei componenti reddituali (non più necessaria a seguito dell’elimina-

zione dell’opzione per il metodo del corridoio), viene proposta l’informativa relativa alle carat-

teristiche 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).



45

Il Resoconto intermedio di gestione del Gruppo A2A al 31 marzo 2012 include i dati della capo-

gruppo A2A S.p.A. e quelli delle società controllate delle quali A2A S.p.A. dispone, direttamen-

te o indirettamente, della maggioranza dei diritti di voto esercitabili nell’assemblea ordinaria.

Sono altresì consolidate, con il metodo del Patrimonio netto, le società sulle quali la capogrup-

po esercita il controllo congiuntamente con altri soci (joint venture) e quelle sulle quali eser-

cita un’influenza notevole.

Per le variazioni complessive del perimetro si rimanda al paragrafo “Variazioni dell’area di con-

solidamento rispetto al 31 dicembre 2011” delle Note illustrative alle voci della Situazione patri-

moniale-finanziaria.

Area di consolidamento


46

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 partecipazio-

ne 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 metodo 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


47

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.

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.

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, come meglio descritto nei “Principi contabili e criteri di valutazione”.


Criteri e procedure di consolidamento

48

Effetti sulle procedure di consolidamento di alcuni contratti aventi adoggetto azioni/quote di società del Gruppo

a) Contratti di opzione fra A2A S.p.A. e Società Elettrica Altoatesina SEL S.p.A. relativi

ad una parte della loro partecipazione in Delmi S.p.A.

A2A S.p.A. ha sottoscritto contratti di opzione con Società Elettrica Altoatesina SEL S.p.A.

(SEL) aventi ad oggetto una parte delle azioni Delmi S.p.A. da essa detenute.

In base al contratto di opzione fra A2A S.p.A. e SEL S.p.A., quest’ultima avrà il diritto di vendere

ad A2A S.p.A. ed A2A S.p.A. avrà il diritto di acquistare da SEL S.p.A. due lotti di azioni Delmi

S.p.A. corrispondenti, rispettivamente, al 50% e al 35% della partecipazione di SEL S.p.A. in

Delmi S.p.A. (attualmente pari al 10% del capitale sociale di Delmi S.p.A.).

Il prezzo di esercizio di tali opzioni è determinato, per ciascun pacchetto, in base a diverse for-

mule che tengono conto dell’investimento iniziale di SEL S.p.A. e/o del valore delle azioni di

Edison S.p.A. al momento dell’esercizio delle opzioni, in dipendenza, fra l’altro, nel caso delle

opzioni di vendita di SEL S.p.A., del fatto che SEL S.p.A. – al momento del relativo esercizio –

abbia o meno conseguito la proprietà di alcune centrali idroelettriche di Edison S.p.A. situate

nella Provincia di Bolzano.

Le opzioni di vendita di SEL S.p.A. e le opzioni di acquisto di A2A S.p.A. da SEL S.p.A., se esercitate,

potranno avere esecuzione a varie riprese. A2A S.p.A. e SEL S.p.A. hanno rinegoziato la scadenza

delle opzioni posticipandole rispetto alle scadenze iniziali, anche in considerazione del fatto che

tra le parti non vi è accordo in ordine all’avveramento o meno della condizione prevista per l’eser-

cizio di una delle opzioni di vendita di SEL S.p.A.. Di conseguenza le opzioni sono ancora in essere.

Il Gruppo, conformemente al disposto del paragrafo 23 dello IAS 32, ha contabilizzato tra i

debiti il valore attuale dell’esborso stimato.

Le variazioni del valore attuale del debito derivanti dal trascorrere del tempo sono considera-

te come oneri finanziari ed imputate a Conto economico.

Nei principi contabili internazionali rimane ancora incertezza sul trattamento relativo alla dif-

ferenza tra il valore attuale del prezzo di esercizio delle opzioni put e il valore contabile delle

interessenze di minoranza. In assenza di un’interpretazione sulla questione da parte

dell’IFRIC, il Gruppo ha scelto di presentare tale differenza a riduzione del Patrimonio netto di

Gruppo (se positiva) o ad incremento del Patrimonio netto di Gruppo (se negativa) in alterna-

tiva alla rettifica dell’avviamento.

Tale scelta è in linea con quella già operata nei precedenti esercizi dal Gruppo. Ne consegue

che le variazioni del debito non dipendenti dall’aspetto temporale comportano variazioni del

Patrimonio netto di Gruppo.



49

Alla scadenza delle opzioni, in assenza dell’esercizio delle stesse, verrà operata una riclassifica-

zione del debito nel Patrimonio netto ripristinando le interessenze di terzi.

Il Resoconto al 31 marzo 2012 evidenzia un debito verso terzi, per l’eventuale esercizio delle

opzioni put su azioni Delmi S.p.A., pari a 91 milioni di euro (91 milioni di euro al 31 dicembre

2011), una riduzione del Patrimonio di terzi per 157 milioni di euro (invariata rispetto alla pre-

cedente data di riferimento).

La percentuale di partecipazione al risultato di Delmi S.p.A. rimane pari al 51%, in quanto le

opzioni sulle azioni sopra indicate non permettono attualmente ad A2A S.p.A. di avere accesso

ai benefici economici associati alle azioni oggetto delle opzioni.

b) Opzione call sull’acquisto dell’1% del capitale sociale di ASM Novara S.p.A.

A2A S.p.A. possiede il 50% delle azioni di ASM Novara S.p.A., società con capitale sociale pari ad

un milione di euro costituita con altri azionisti al fine di realizzare e gestire la rete di teleriscal-

damento nella città di Novara.

Per effetto del patto parasociale tra i soci di ASM Novara S.p.A., A2A S.p.A. detiene il diritto di

acquistare (opzione call) l’1% del capitale sociale di ASM Novara S.p.A.. Parimenti gli altri soci,

che possiedono il residuo 50%, detengono il diritto di vendere (opzione put) l’1% del capitale

sociale ad A2A S.p.A.. L’esercizio di una delle opzioni permetterebbe ad A2A S.p.A. di avere il

controllo di ASM Novara S.p.A..

L’esercizio delle opzioni da parte di una qualsiasi delle parti può essere effettuato nei tre anni

successivi al verificarsi di alcune condizioni relative alla costruzione della rete di teleriscalda-

mento nella città di Novara: al 31 marzo 2012 tali condizioni non risultavano ancora avverate.

Lo IAS 27, paragrafo 14, stabilisce che, nel valutare se un’entità ha il potere di governare le poli-

tiche finanziarie e operative di un’altra entità, si deve tener conto dei “diritti di voto potenziali”

derivanti dall’esercizio di opzioni, purché correntemente esercitabili. Tali diritti di voto poten-

ziali sarebbero, quindi, sommati ai diritti di voto al fine del calcolo della percentuale totale di

partecipazione al capitale sociale determinando la metodologia di consolidamento della

società partecipata.

Per diritti di voto potenziali non correntemente esercitabili si intendono, per esempio, quelli

che non possono essere esercitati sino a una data futura o all’accadimento di un evento futuro.

Ne consegue che il diritto potenziale di voto detenuto da A2A S.p.A. in ASM Novara S.p.A.,

come sopra illustrato, non è correntemente esercitabile e quindi la partecipazione in ASM

Novara S.p.A. è consolidata secondo il metodo del Patrimonio netto.



50

Al momento dell’esercizio dei diritti di opzione sarà valutato il controllo di ASM Novara S.p.A.

da parte di A2A S.p.A. ai fini della metodologia di consolidamento della partecipazione.

c) 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 sottoscritto tra A2A S.p.A. e il Comune di Varese, quest’ulti-

mo detiene la facoltà, ma non l’obbligo, di vendere (opzione put) ad A2A 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 capi-

tale 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 31 marzo 2012 evidenzia un debito verso il Comune di Varese per l’eventuale

esercizio delle opzioni put su azioni Aspem S.p.A. e Varese Risorse S.p.A. pari a circa 4 milioni

di euro, con una corrispondente riduzione del Patrimonio netto di terzi.



51

Dati di sintesi al 31 marzo 2012 e al 31 marzo 2011 delle joint venture(consolidate ad equity)

Dati di sintesi al 31 marzo 2012 Società Metamer(valori in milioni di euro) Gruppo Ecodeco 50% (*) 50%

CONTO ECONOMICO

Ricavi di vendita 2,5 4,5

Margine Operativo Lordo – 0,2

% sui ricavi netti 4,5%

Ammortamenti e svalutazioni 0,2 –

Risultato Operativo Netto (0,2) 0,2

Risultato del periodo (0,1) 0,1

SITUAZIONE PATRIMONIALE-FINANZIARIA

Totale attività 14,9 9,1

Patrimonio netto 1,6 1,4

(Indebitamento) finanziario netto (2,1) 2,8

(*) Bellisolina S.r.l., Bergamo Pulita S.r.l. e Sed S.r.l..

Dati di sintesi al 31 marzo 2011 Edipower Transalpina Società (valori in milioni di euro) di Energia Gruppo Ecodeco 20% 50% 50% (*)

CONTO ECONOMICO

Ricavi di vendita 52 1.554 2,7

Margine Operativo Lordo 21 92 (0,2)

% sui ricavi netti 40,4% 5,9% (7,4%)

Ammortamenti e svalutazioni 13 84 0,2

Risultato Operativo Netto 8 8 (0,4)

Risultato del periodo 4 (12) (0,5)

SITUAZIONE PATRIMONIALE-FINANZIARIA

Totale attività 797 8.535 12,0

Patrimonio netto 426 1.759 0,9

(Indebitamento) finanziario netto (221) (2.652) (3,4)

(*) Bellisolina S.r.l., Bergamo Pulita S.r.l. e Sed S.r.l..



52

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


53

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


54

Filiere del Gruppo A2A

Energia

Calore e Servizi

Ambiente

Reti

Altri Servizi e Corporate

Filiere delGruppo A2A

Impiantitermoelettrici

ed idroelettrici

EnergyManagement

VenditaEE e Gas

Impiantidi cogenerazione

Reti TLR

Venditacalore e altri servizi

Raccoltae spazzamento

Trattamento

Smaltimentoe recuperoenergetico

Retielettriche

Reti gas

Ciclo idricointegrato

Altri servizi

Servizi corporate

Impianti idroelettrici

Impianti termoelettrici


Impianti di trattamento rifiuti

Partnership tecnologiche


Aree geografiche di attività

55

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 31 03 12 31 03 11 31 03 12 31 03 11 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3

Ricavi 1.600 1.404 192 166 1 1 2 2 6 5 ( ( 1 1

– di cui intersettoriali 85 69 16 15 1 1 1 1 5 5 ( ( – –

Margine Operativo Lordo 79 94 53 48 6 6 7 7 – ( – – 2 2

% sui Ricavi 4,9% 6,7% 27,6% 28,9% 4 3 3 3 – ( 1 1

Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni (*) (34) (56) (13) (13) ( ( ( ( 7 ( – – ( (

Risultato Operativo Netto 45 38 40 35 4 3 5 4 7 ( – – 1 1

% sui Ricavi 2,8% 2,7% 20,8% 21,1% 2 2 2 2 1 ( 9 8

Oneri/Proventi netti da gestione finanziaria ( (

Oneri/Proventi non operativi – (

Utile al lordo delle imposte 1 1

Oneri per imposte sui redditi ( (

Risultato di attività operative in esercizio al netto delle imposte 7 9

Risultato netto da Attività non correnti cedute e destinate alla vendita 8 (

Risultato di pertinenza di terzi ( (

Utile netto del periodo di pertinenza del Gruppo 7 8

Investimenti lordi (1) 7 4 31(a) 13 2 2 8 3 4 4 – – 7 4

(*) Si segnala che le “Elisioni/Rettifiche di consolidamento” della voce “Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni” per il periodo gennaio-marzo 2011 sono state attribuite direttamente alle singole Filiere.

(1) Si vedano le voci “Investimenti” dei prospetti riportati alle Note n. 1 e 2 riguardanti le Immobilizzazioni materiali e immateriali delle Note Illustrative alle voci della Situazione patrimoniale-finanziaria.

(a) Comprendono l’acquisizione del ramo d’azienda Tecnovalore per 7 milioni di euro.

Milioni di euro Energia Calore e Servizi R A A E T C

31 03 12 31 12 11 31 03 12 31 12 11 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3

Immobilizzazioni materiali 2.148 2.171 477 471 1 1 4

Immobilizzazioni immateriali 56 57 178 163 1 ( 1 1

Crediti commerciali e attività finanziarie correnti 1.777 1.903 236 182 3 2

Debiti commerciali e passività finanziarie correnti 1.208 1.606 163 174 2 2

Risultati per settore di attività


56



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 31 03 12 31 03 11 31 03 12 31 03 11 31 03 12 31 03 11 31 03 12 31 03 11 31 03 12 31 03 11

1 1 1 1 169 165 210 210 60 57 (274) (257) 1.957 1.745

8 6 1 1 103 110 15 10 55 53 (274) (257) – –

7 9 5 4 68 65 71 76 – (5) – – 271 278

4 6 2 2 40,2% 39,4% 33,8% 36,2% – (8,8%) 13,8% 15,9%

( ( ( ( (27) (28) (21) (27) 7 (7) – – (88) (131)

4 3 4 3 41 37 50 49 7 (12) – – 183 147

2 2 2 2 24,3% 22,4% 23,8% 23,3% 11,7% (21,1%) 9,4% 8,4%

(54) (10)

– (1)

129 136

(55) (40)

74 96

8 (9)

(6) (2)

76 85

7 4 3 1 24 25 8 3 4 4 – – 74 49

E C Reti Ambiente Altri Servizi e Elisioni Totale Gruppo Corporate

3 3 3 3 31 03 12 31 12 11 31 03 12 31 12 11 31 03 12 31 12 11 31 03 12 31 12 11 31 03 12 31 12 11

2 2 4 4 1.451 1.456 466 477 216 220 (109) (110) 4.649 4.685

5 5 1 1 1.363 1.364 37 37 79 79 (195) (197) 1.518 1.503

1 1 2 1 345 341 350 256 316 309 (601) (800) 2.423 2.191

1 1 1 1 279 305 172 176 597 560 (597) (798) 1.822 2.023

57

ATTIVITA’

Attivita’ non correnti

1) Immobilizzazioni materiali

Milioni di euro Valore Variazioni del periodo Valoreal

Investim./ Altre Dismis. Svalutaz. Ammorta- Totaleal

31 12 2011Acquisiz. variaz. e cessioni menti Variaz.

31 03 2012

Terreni 244 2 (1) 1 245

Fabbricati 818 1 2 (5) (2) 816

Impianti e macchinario 3.130 20 5 (1) (57) (33) 3.097

Attrezzature industriali e commerciali 39 1 (1) (1) (1) 38

Altri beni 59 5 3 (1) (4) 3 62

Discariche 11 (1) (1) 10

Beni gratuitamente devolvibili 297 (7) (7) 290

Immobilizzazioni in corso e acconti 66 9 (5) 4 70

Migliorie su beni in locazione 12 1 (1) 12

Beni acquistati in leasing 9 9

Totale 4.685 39 2 (2) – (75) (36) 4.649

di cui:

Costo storico 7.658 39 2 (4) 37 7.695

Fondo ammortamento (2.973) 2 (75) (73) (3.046)

Le “Immobilizzazioni materiali” sono pari a 4.649 milioni di euro (4.685 milioni di euro al

31 dicembre 2011) e presentano un decremento netto di 36 milioni di euro.

Le variazioni del periodo sono le seguenti:

• incremento di 39 milioni di euro dovuto agli investimenti effettuati, così come meglio

descritto di seguito;

• incremento di 2 milioni di euro per altre variazioni;

• decremento di 2 milioni di euro per smobilizzi al netto del relativo fondo di

ammortamento;

Note illustrative alle voci della Situazionepatrimoniale- finanziaria


58

• riduzione di 75 milioni di euro imputabile agli ammortamenti del periodo.

Gli investimenti risultano così suddivisi:

• per la filiera energia l’incremento è stato di 7 milioni di euro e ha riguardato

principalmente: per 3 milioni di euro i lavori sulle centrali di Monfalcone e del nucleo

Calabria; per 2 milioni di euro i lavori sulle centrali di Cassano d’Adda, Premadio, Lovero

e Grosio; per 1 milione di euro i lavori sulla centrale di Gissi; per 1 milione di euro gli

investimenti realizzati dal Gruppo EPCG;

• per la filiera calore gli investimenti, pari a 12 milioni di euro, hanno interessato lo

sviluppo delle reti di teleriscaldamento nelle aree di Milano, Brescia, Bergamo per 6

milioni di euro, l’acquisizione del ramo di azienda “Tecnovalore” da parte della

controllata A2A Calore & 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 3 milioni di euro;

• per la filiera ambiente l’incremento di 7 milioni di euro si riferisce ad interventi sugli

impianti di termovalorizzazione (1 milione di euro), ad azioni di sviluppo e

mantenimento sugli impianti di trattamento e smaltimento dei rifiuti (2 milioni di euro),

nonché ad acquisizione di mezzi mobili per la raccolta di rifiuti (4 milioni di euro);

• per la filiera reti gli investimenti sono risultati pari a 12 milioni di euro (di cui 1 milione

realizzato 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, e il potenziamento degli impianti primari e interventi sulla rete di trasporto

del gas;

• per la filiera servizi gli investimenti sono risultati pari a 1 milione di euro e hanno

riguardato principalmente il cablaggio della fibra ottica, interventi di manutenzione sui

fabbricati delle sedi di Milano, Brescia e Bergamo e l’acquisizione di macchine per

l’ufficio.

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 31 marzo 2012, risulta pari a 20 milioni di euro.


Note illustrative alle voci della Situazione patrimoniale-finanziaria

59

2) Immobilizzazioni immateriali

Milioni di euro Valore Variazioni del periodo Valoreal

Investim./ Altre Smobiliz./ Svalutaz. Ammorta- Totaleal

31 12 2011Acquisiz. variaz. e cessioni menti Variaz.

31 03 2012

Diritti di brevetto industriale e utilizzazione opere dell'ingegno 21 1 1 (3) (1) 20

Concessioni, licenze, marchi e diritti simili 864 27 (17) 10 874

Immobilizzazioni in corso 25 2 2 27

Altre immobilizzazioni immateriali 13 1 (1) – 13

Avviamento 580 4 4 584

Totale 1.503 35 1 – – (21) 15 1.518

Le “Immobilizzazioni immateriali” al 31 marzo 2012 sono pari a 1.518 milioni di euro (1.503

milioni di euro al 31 dicembre 2011), presentando un incremento di 15 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:

• incremento di 35 milioni di euro dovuto agli investimenti effettuati nel periodo;

• aumento di 1 milione di euro per altre variazioni del periodo;

• riduzione di 21 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 1 milione di

euro, riguardano principalmente il software CRM, il nuovo sistema di gestione del

credito, l’integrazione 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 27 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 9 milioni di euro;

- interventi sulla rete di trasporto e distribuzione dell’acqua, nonché sulle reti fognarie

e sugli impianti di depurazione per 2 milioni di euro;

- investimenti realizzati dal Gruppo Coriance per 15 milioni di euro;

- altri investimenti per 1 milione di euro;

• “Immobilizzazioni in corso”, per 2 milioni di euro, relativi principalmente allo sviluppo

di nuovi progetti informatici nonché ad interventi di sviluppo e mantenimento degli



60

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 da Ecodeco;

• “Avviamento”, per 4 milioni di euro, derivante dall’acquisizione del ramo di azienda

“Tecnovalore” da parte delle controllata A2A Calore & Servizi S.r.l..

La voce “Altre immobilizzazioni immateriali” accoglie il valore delle Customer list 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 11 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 al31 12 2011

Investi- Altre Svaluta- Totale31 03 2012

menti variazioni zioni variazioni

Avviamento 580 4 4 584

Totale 580 4 - - 4 584

Rispetto all’esercizio precedente l’ammontare dell’avviamento presenta un incremento

di 4 milioni di euro riferibile all’acquisizione del ramo di azienda “Tecnovalore” da parte

delle controllata A2A Calore & Servizi S.r.l..



61

L’“Avviamento” al 31 marzo 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

Calore Francia 11

Totale avviamento al 31 marzo 2012 584

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 PFN31 12 2011 del periodo 31 03 2012

31 12 2011 31 03 2012

Partecipazioni in imprese valutate con il metodo del Patrimonio netto 521 1 522 - -

Altre attività finanziarie non correnti 48 1 49 34 36

Totale partecipazioni e altre attività finanziarie non correnti 569 2 571 34 36

Le “Partecipazioni in imprese valutate col metodo del Patrimonio netto” presentano, alla

data di riferimento, un incremento di 1 milione 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 1

- incassi dividendi di partecipazioni valutate a equity

- cessioni

- altre variazioni

- riclassificazioni

Totale variazioni del periodo 1

Valori al 31 marzo 2012 522



62

La variazione intervenuta, positiva per 1 milione di euro, si riferisce alla valutazione

secondo il metodo del Patrimonio netto della partecipata PremiumGas S.p.A. e di alcune

partecipate del Gruppo Coriance.

Le “Altre attività finanziarie non correnti” presentano al 31 marzo 2012 un saldo di 49

milioni di euro, in aumento di 1 milione di euro rispetto al precedente esercizio.

4) Altre attività non correnti


31 12 2011 31 03 2012

Strumenti derivati non correnti 113 (17) 96 113 96

Altre attività non correnti 19 (1) 18 - -

Totale altre attività non correnti 132 (18) 114 113 96

Le “Altre attività non correnti” ammontano a 114 milioni di euro (132 milioni di euro al 31

dicembre 2011) e sono così composte:

• 96 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 a lungo

termine. La voce risulta in diminuzione di 17 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2011

principalmente per effetto delle valutazioni al fair value degli strumenti finanziari;

• 18 milioni di euro per “Altre attività non correnti”, sostanzialmente relative a depositi

cauzionali e a costi già sostenuti, ma di competenza di esercizi futuri.



63

Attività correnti

5) Rimanenze

Milioni di euro Valore al Variazioni Valore al31 12 2011 del periodo 31 03 2012

Rimanenze 267 (147) 120

Le “Rimanenze” sono pari a 120 milioni di euro (267 milioni di euro al 31 dicembre 2011) e

presentano un decremento di 147 milioni di euro di seguito dettagliato:

• 162 milioni di euro correlato al decremento delle giacenze di combustibili, che alla data

di riferimento ammontano complessivamente a 15 milioni di euro contro 177 milioni di

euro al 31 dicembre 2011;

• 20 milioni di euro correlato all’aumento delle altre rimanenze, che alla data di

riferimento ammontano complessivamente a 48 milioni di euro contro 28 milioni di

euro al 31 dicembre 2011;

• 8 milioni di euro relativi al decremento degli acconti, che al 31 marzo 2012 ammontano

a 2 milioni di euro mentre al termine del precedente esercizio risultavano pari a 10

milioni di euro;

• 3 milioni di euro relativi all’incremento dei materiali, che presentano un saldo

complessivo di 55 milioni di euro mentre al termine del precedente esercizio

risultavano pari a 52 milioni di euro.

6) Crediti commerciali


Crediti commerciali 2.285 230 2.515

(Fondo rischi su crediti) (327) 1 (326)

Totale Crediti commerciali 1.958 231 2.189

Al 31 marzo 2012 i “Crediti commerciali” risultano pari a 2.189 milioni di euro (1.958 milioni

di euro al 31 dicembre 2011), con un incremento di 231 milioni di euro riferibile:

• per 136 milioni di euro all’incremento dei crediti commerciali verso clienti: tale posta

presenta un saldo di 1.986 milioni di euro alla data di riferimento rispetto a 1.850

milioni di euro esposti nel bilancio al 31 dicembre 2011;

• per 94 milioni di euro all’incremento dei crediti verso i comuni di Milano e di Brescia,

che evidenziano un saldo complessivo di 188 milioni di euro (94 milioni di euro nel

precedente esercizio);



64

• per 1 milione di euro al decremento 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 2 milioni di euro all’incremento delle commesse in corso di svolgimento, il cui

saldo complessivo ammonta a 8 milioni di euro (6 milioni di euro al 31 dicembre 2011).

Il Fondo rischi su crediti si è decrementato di 1 milione di euro per effetto degli

accantonamenti effettuati nel periodo, pari a 1 milione di euro, al netto degli utilizzi per 2

milioni di euro.

7) Altre attività correnti


Strumenti derivati correnti 36 11 47

Altre attività correnti 374 (92) 282

Totale altre attività correnti 410 (81) 329

Le “Altre attività correnti”, con un saldo pari a 329 milioni di euro rispetto ai 410 milioni di

euro alla data di chiusura del precedente esercizio, evidenziano un decremento di 81

milioni di euro di seguito dettagliato:

• incremento di 11 milioni di euro degli strumenti derivati correnti che al 31 marzo 2012

risultano pari a 47 milioni di euro (36 milioni di euro al 31 dicembre 2011);

• decremento di 40 milioni di euro degli anticipi a fornitori, che al termine del periodo

ammontano a 4 milioni di euro (44 milioni di euro al 31 dicembre 2011);

• riduzione per 79 milioni di euro dei crediti per IVA che al 31 marzo 2012 sono pari a 52

milioni di euro (131 milioni di euro nel precedente esercizio);

• incremento di 3 milioni di euro dei crediti verso la Cassa Conguaglio per il Settore

Elettrico che al 31 marzo 2012 ammontano a 56 milioni di euro mentre al termine del

precedente esercizio erano pari a 53 milioni di euro;

• aumento dei crediti diversi per 4 milioni di euro che ammontano a 131 milioni di euro

(127 milioni di euro al 31 dicembre 2011);

• incremento delle attività di competenza di esercizi futuri per 20 milioni di euro che

ammontano a 38 milioni di euro (18 milioni di euro al 31 dicembre 2011).



65

8) Attività finanziarie correnti


31 12 2011 31 03 2012

Altre attività finanziarie 2 – 2 2 2

Attività finanziarie vs parti correlate 231 1 232 231 232

Totale attività finanziarie correnti 233 1 234 233 234

La voce presenta alla data di riferimento un saldo di 234 milioni di euro (233 milioni di euro

al 31 dicembre 2011) e si riferisce a crediti di natura finanziaria verso società collegate per

232 milioni di euro e verso terzi per 2 milioni di euro.

9) Attività per imposte correnti


Attività per imposte correnti 30 (24) 6

Le “Attività per imposte correnti” risultano pari a 6 milioni di euro (30 milioni di euro al 31

dicembre 2011) con un decremento di 24 milioni di euro rispetto al precedente esercizio.

10) Disponibilità liquide e mezzi equivalenti


31 12 2011 31 03 2012

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 147 98 245 147 245

Le “Disponibilità liquide e mezzi equivalenti” al 31 marzo 2012 evidenziano un saldo di 245

milioni di euro rispetto ai 147 milioni di euro all’inizio dell’esercizio, con un incremento

pari a 98 milioni di euro.

I depositi bancari includono gli interessi maturati anche se non ancora accreditati alla fine

del periodo in esame.



66

11) Attività non correnti destinate alla vendita


31 12 2011 31 03 2012

Attività non correnti destinate alla vendita 921 5 926 3 11

Alla data di riferimento le “Attività non correnti destinate alla vendita” presentano un

saldo pari a 926 milioni di euro che si riferisce:

• per 915 milioni di euro al valore della partecipazione in Transalpina di Energia S.r.l.

riclassificata nelle “Attività non correnti destinate alla vendita” a seguito degli accordi

sottoscritti tra Delmi S.p.A., A2A S.p.A. e EDF S.A.;

• per 11 milioni di euro al credito derivante dal finanziamento concesso dalla società

Delmi S.p.A. a Transalpina di Energia S.r.l..

La variazione del periodo, positiva per 5 milioni di euro, è riconducibile:

• per 8 milioni di euro alla erogazione di un ulteriore finanziamento concesso dalla

società Delmi S.p.A. a Transalpina di Energia S.r.l.;

• per 3 milioni di euro alla variazione negativa legata alla cessione delle partecipazioni

nelle società e-Utile S.p.A. e Brescia Mobilità S.p.A..



67

PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA’

Patrimonio netto

La composizione del Patrimonio netto, il cui valore al 31 marzo 2012 risulta pari a 3.658

milioni di euro (3.593 milioni di euro al 31 dicembre 2011), è dettagliata nella seguente

tabella:


Patrimonio netto di spettanza del Gruppo:

Capitale sociale 1.629 – 1.629

(Azioni proprie) (61) – (61)

Riserve 1.619 (439) 1.180

Risultato netto dell’esercizio/periodo di Gruppo (420) 496 76

Totale Patrimonio del Gruppo 2.767 57 2.824

Interessi di minoranze 826 8 834

Totale Patrimonio netto 3.593 65 3.658

La movimentazione complessiva del Patrimonio netto, positiva per 65 milioni di euro, è

dovuta alla registrazione dell’utile del periodo di 76 milioni di euro, alle valutazioni ai sensi

degli IAS 32 e 39 dei derivati cash flow hedge e alla variazione degli interessi delle

minoranze.

12) 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.

13) 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..



68

14) Riserve


Altre riserve 1.619 (439) 1.180

Le “Riserve”, che ammontano a 1.180 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 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) aventi

oggetto azioni Delmi S.p.A.. Come illustrato in dettaglio nel paragrafo “Criteri e

procedure di consolidamento”, la differenza tra il valore attuale del prezzo di esercizio di

tali opzioni pute il valore contabile degli interessi di minoranza viene imputato a riduzione

del Patrimonio netto di Gruppo (se positiva) o ad incremento del Patrimonio netto di

Gruppo (se negativa).

15) Utile netto del periodo

Risulta pari a 76 milioni di euro ed accoglie il risultato del periodo in esame.

16) Interessi di minoranze


Interessi di minoranze 826 8 834

Gli “Interessi di minoranze” ammontano a 834 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’aumento del periodo, pari a 8 milioni di euro, ha riguardato l’attribuzione delle quote di

competenza del risultato del periodo a terzi.



69

PASSIVITA’


17) Passività finanziarie non correnti


31 12 2011 31 03 2012

Obbligazioni non convertibili 2.186 50 2.236 2.186 2.236

Debiti verso banche 1.429 64 1.493 1.429 1.493

Debiti verso altri finanziatori 223 – 223 223 223

Debiti per leasing finanziario 13 (2) 11 13 11

Totale passività finanziarie non correnti 3.851 112 3.963 3.851 3.963

Le “Passività finanziarie non correnti”, pari a 3.963 milioni di euro (3.851 milioni di euro al

31 dicembre 2011), evidenziano un incremento di 112 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 bond emesso 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 ammortizzato, è pari a 498 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 bondemesso il 30 ottobre 2003 con scadenza decennale ad un

tasso fisso pari al 4,875% nominale, il cui fair valueal 31 marzo 2012, in seguito all’esercizio

della fair value option in fase di transizione ai principi IAS/IFRS, è di 520 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

31 marzo 2012 il suo valore risulta essere pari a 1.070 milioni di euro.

Le valutazioni al fair value e al costo ammortizzato a fine esercizio delle obbligazioni non

convertibili hanno determinato un incremento delle “Passività finanziarie non correnti”

di 19 milioni di euro.

Al 31 marzo 2012 sui prestiti obbligazionari sono maturate cedole per interessi pari a 50

milioni di euro.



70

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 64 milioni di

euro, riferibile principalmente all’utilizzo di nuovi finanziamenti a medio e lungo termine.

I “Debiti verso altri finanziatori”, pari a 223 milioni di euro, risultano invariati rispetto alla

chiusura del precedente esercizio.

Infine, i “Debiti per leasing finanziario” ammontano a 11 milioni di euro, mentre al 31

dicembre 2011 erano pari a 13 milioni di euro.

18) Passività per imposte differite


Passività per imposte differite 10 (6) 4

La voce, pari a 4 milioni di euro (10 milioni di euro al 31 dicembre 2011), 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 31 marzo 2012 relativi ai crediti per imposte anticipate/passività per imposte

differite sono stati esposti al netto (cd. “Offsetting”) in applicazione dello IAS 12.



71

Milioni di euro 31 12 2011 Acc.ti Utilizzi Totale IAS 39 a Altri mov. 31 03 2012Patrim. /Riclass./

(A) (B) (A+B) netto Fusioni

Dettaglio imposte differite (attive/passive)Passività per imposte differiteDifferenze di valore delle immobilizzazioni materiali 294 – (8) (8) – – 286Applicazione del principio del leasing finanziario (IAS 17) 8 - - – – – 8Applicazione del principio degli strumenti finanziari (IAS 39) 17 - – – (12) – 5Differenze di valore delle immobilizzazioniimmateriali 14 - – – – – 14Plusvalenze rateizzate 4 - – – – – 4Trattamento di fine rapporto 3 - – – – – 3Avviamento 80 4 – 4 – – 84Altre imposte differite 72 – – – – – 72Totale passività per imposte differite (A) 492 4 (8) (4) (12) – 476Crediti per imposte anticipate Fondi rischi tassati 85 – (5) (5) – – 80Differenze di valore delle immobilizzazioni materiali 127 2 (1) 1 – – 128Applicazione del principio degli strumenti finanziari (IAS 39) 12 – – – (4) – 8Fondo rischi su crediti 31 – – – – – 31Costi per aggregazioni aziendali – – – – – – –Contributi 16 – – – – – 16Avviamento 153 1 (3) (2) – – 151Altre imposte anticipate 58 8 (8) – – – 58

Totale crediti per imposte anticipate (B) 482 11 (17) (6) (4) – 472

EFFETTO NETTO IMPOSTE DIFFERITE ATTIVE/PASSIVE (A-B) (10) (4)



72

19) Benefici a dipendenti

Alla data di riferimento tale posta risulta pari a 269 milioni di euro (272 milioni di euro al

31 dicembre 2011) e presenta le seguenti variazioni:

Milioni di euro Valore al Accanto- Utilizzi Altre Valore al31 12 2011 namento variazioni 31 03 2012

Trattamento fine rapporto 138 5 (4) (4) 135

Benefici a dipendenti 134 – (1) 1 134

Totale benefici a dipendenti 272 5 (5) (3) 269

20) Fondi rischi, oneri e passività per discariche

Milioni di euro Valore al Accanto- Utilizzi Altre Valore al31 12 2011 namento variazioni 31 03 2012

Fondi rischi, oneri e passività per discariche 462 (9) (1) 1 453

Al 31 marzo 2012 la consistenza di tali fondi è pari a 453 milioni di euro (462 milioni di euro

nel precedente esercizio). Gli accantonamenti presentano un effetto positivo netto pari a

9 milioni di euro dovuto agli accantonamenti del periodo, per 5 milioni di euro, rettificati

dal rilascio di fondi rischi accantonati nei precedenti esercizi per 14 milioni di euro, a

seguito del venir meno di alcuni contenziosi in essere. Gli utilizzi, pari a 1 milione di euro, si

riferiscono principalmente alla quota prelevata dal fondo per far fronte ai pagamenti

effettuati nel periodo.

21) Altre passività non correnti


31 12 2011 31 03 2012

Altre passività non correnti 152 4 156 – –

Strumenti derivati non correnti 25 1 26 25 26

Totale altre passività non correnti 177 5 182 25 26

La voce in esame al 31 marzo 2012 registra un incremento di 5 milioni rispetto al

precedente esercizio.



73

Passività correnti

22) Debiti commerciali e altre passività correnti


Acconti 20 (4) 16

Debiti verso fornitori 1.328 (109) 1.219

Totale debiti commerciali 1.348 (113) 1.235

Debiti verso istituti di previdenza e sicurezza sociale 36 (15) 21

Altre passività correnti 375 60 435

Strumenti derivati correnti 31 10 41

Totale altre passività correnti 442 55 497

Totale debiti commerciali e altre passività correnti 1.790 (58) 1.732

I “Debiti commerciali e altre passività correnti” risultano pari a 1.732 milioni di euro (1.790

milioni di euro al 31 dicembre 2011), con una riduzione complessiva di 58 milioni di euro

che si esplicita sostanzialmente nel decremento dei “Debiti commerciali” parzialmente

compensato dall’incremento delle “Altre passività correnti” e degli “Strumenti derivati

correnti”.

Si segnala infine che le “Altre passività correnti” comprendono per 8 milioni di euro

l’effetto derivante dall’applicazione del contratto di trasparenza fiscale stipulato dalla

Capogruppo A2A S.p.A. con una società collegata.

23) Passività finanziarie correnti


31 12 2011 31 03 2012

Debiti verso banche 620 (88) 532 620 532

Debiti verso altri finanziatori 43 2 45 43 45

Debiti per leasing finanziario 10 (1) 9 10 9

Debiti finanziari verso parti correlate 2 (1) 1 2 1

Totale passività finanziarie correnti 675 (88) 587 675 587

Le “Passività finanziarie correnti” ammontano a 587 milioni di euro, a fronte di 675 milioni

di euro rilevati alla data di chiusura del precedente esercizio. Il decremento rilevato

risulta di 88 milioni di euro ed è principalmente dovuto ad una diminuzione dei “Debiti

verso banche”.



74

24) Debiti per imposte


Debiti per imposte 25 28 53

I “Debiti per imposte” sono iscritti per 53 milioni di euro (25 milioni di euro al 31 dicembre

2011), con un incremento di 28 milioni di euro.



75

25) 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 31 03 2012 31 12 2011

Obbligazioni-quota non corrente 17 2.236 2.186

Finanziamenti bancari non correnti 17 1.493 1.429

Debiti verso altri finanziatori non correnti 17 223 223

Leasing finanziario non corrente 17 11 13

Altre passività non correnti 21 26 25

Totale indebitamento a medio e lungo termine 3.989 3.876

Attività finanziarie non correnti verso parti correlate 3 (5) (6)

Attività finanziarie non correnti 3 (31) (28)

Altre attività non correnti 4 (96) (113)

Totale crediti finanziari a medio e lungo termine (132) (147)

Totale indebitamento finanziario non corrente netto 3.857 3.729

Finanziamenti bancari correnti 23 532 620

Debiti verso altri finanziatori correnti 23 45 43

Leasing finanziario corrente 23 9 10

Passività finanziarie correnti verso parti correlate 23 1 2

Totale indebitamento a breve termine 587 675

Altre attività finanziarie correnti 8 (2) (2)

Attività finanziarie correnti verso parti correlate 8 (232) (231)

Crediti finanziari in attività destinate alla vendita 11 (11) (3)

Totale crediti finanziari a breve termine (245) (236)

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 10 (245) (147)

Totale indebitamento finanziario corrente netto 97 292

Indebitamento finanziario netto 3.954 4.021

Indebitamento finanziario netto


76

Variazioni dell’area di consolidamento rispetto al 31 marzo 2011

L’area di consolidamento al 31 marzo 2012 si è modificata rispetto al primo trimestre del

precedente esercizio per effetto della cessione, avvenuta nel mese di dicembre 2011, della

partecipazione detenuta nella società BAS-SII S.p.A..

26) Ricavi

I ricavi del periodo risultano pari a 1.957 milioni di euro (1.745 milioni di euro al 31 marzo 2011),

presentando quindi un incremento di 212 milioni di euro.

Di seguito si riporta il dettaglio delle componenti più significative:

Ricavi - Milioni di euro 31 03 2012 31 03 2011

Ricavi di vendita 1.721 1.521

Ricavi da prestazioni 212 204

Ricavi da commesse a lungo termine 6 –

Totale ricavi di vendite e prestazioni 1.939 1.725

Altri ricavi operativi 18 20

Totale ricavi 1.957 1.745

I “Ricavi di vendita e prestazioni” ammontano complessivamente a 1.939 milioni di euro (1.725

milioni di euro nel corrispondente periodo del precedente esercizio), registrando un

incremento di 214 milioni di euro. La variazione è riconducibile a maggiori ricavi di vendita per

200 milioni di euro, all’incremento dei proventi da prestazioni per 8 milioni di euro ed

all’aumento dei ricavi da commesse a lungo termine per 6 milioni di euro.

Gli “Altri ricavi operativi” rilevano per 18 milioni di euro e presentano un decremento di 2

milioni di euro rispetto al medesimo periodo dell’esercizio precedente.

Note illustrativealle voci di Conto economico


77

Per maggiore informativa si riporta il dettaglio delle voci più significative:

Ricavi di vendita e prestazioni - Milioni di euro 31 03 2012 31 03 2011

Vendita e distribuzione di energia elettrica 843 867

Vendita e distribuzione di gas 737 544

Vendita calore 106 88

Acque e utenze civili 11 10

Oneri da coperture su derivati operativi (1) –

Vendite di certificati e diritti di emissione 18 4

Contributi di allacciamento 7 8

Totale ricavi di vendita 1.721 1.521

Prestazioni a clienti 212 204

Totale ricavi per prestazioni 212 204

Ricavi da commesse a lungo termine 6 -

Totale ricavi di vendite e prestazioni 1.939 1.725

Altri ricavi operativi 18 20

Totale ricavi 1.957 1.745

Margine attività di trading

La tabella sottostante riporta i risultati derivanti dalle negoziazioni dei Portafogli di trading; tali

risultati si riferiscono ai Portafogli di trading sull’energia elettrica, sul gas e sui certificati

ambientali.

Milioni di euro Note 31 03 2012 31 03 2011

Margine attività di trading

Ricavi 26 329 160

Costi operativi 27 (338) (154)

Totale Margine di attività di trading (9) 6

27) Costi operativi

I “Costi operativi” sono pari a 1.541 milioni di euro (1.321 milioni di euro nel corrispondente

periodo dell’esercizio precedente) e registrano quindi un aumento di 220 milioni di euro.


Note illustrative alle voci di Conto economico

78

Si riporta, di seguito, il dettaglio delle principali componenti:

Costi operativi - Milioni di euro 31 03 2012 31 03 2011

Costi per materie prime e di consumo 1.286 1.040

Costi per servizi 187 212

Totale costi per materie prime e servizi 1.473 1.252

Altri costi operativi 68 69

Totale costi operativi 1.541 1.321

I “Costi per materie prime e servizi” ammontano a 1.473 milioni di euro (1.252 milioni di euro al

31 marzo 2011) presentando un incremento di 221 milioni di euro.

Tale aumento è dovuto:

• ai maggiori acquisti di materie prime e di consumo per 214 milioni di euro, riconducibili

all’incremento dei costi per acquisti di energia e combustibili per 206 milioni di euro, al

decremento dei costi per acquisti di materiali per 1 milione di euro, all’aumento degli oneri

correlati all’acquisto di certificati e diritti di emissione per 10 milioni di euro, all’effetto

netto degli oneri/proventi da copertura su derivati operativi in decremento per 1 milione di

euro;

• alla diminuzione degli oneri di vettoriamento, appalti e prestazioni di servizi per 25 milioni

di euro;

• alla variazione positiva nelle scorte di combustibili e materiali per 32 milioni di euro.

Per permettere una maggiore analisi, viene fornito il dettaglio delle componenti più rilevanti:

Costi per materie prime e servizi - Milioni di euro 31 03 2012 31 03 2011

Acquisti di energia e combustibili 1.097 891

Acquisti di materiali 17 18

Acquisti di acqua 1 1

Oneri da coperture su derivati operativi 1 2

Proventi da coperture su derivati operativi (2) (2)

Acquisti di certificati e diritti di emissione 12 2

Totale costi per materie prime e di consumo 1.126 912

Oneri di vettoriamento, appalti e prestazioni di servizi 187 212

Totale costi per servizi 187 212

Variazione delle rimanenze di combustibili e di materiali 160 128

Totale costi per materie prime e servizi 1.473 1.252

Altri costi operativi 68 69

Totale costi operativi 1.541 1.321



79

28) Costi per il personale

Al 31 marzo 2012 il costo del lavoro, al netto degli oneri capitalizzati, è risultato

complessivamente pari a 145 milioni di euro (146 milioni di euro al 31 marzo 2011).

Nel dettaglio i “Costi per il personale” si compongono nel modo seguente:

Costi per il personale - Milioni di euro 31 03 2012 31 03 2011

Salari e stipendi 97 97

Oneri sociali 36 36

Trattamento di fine rapporto 5 6

Altri costi 7 7

Totale costi per il personale 145 146

La “forza media” del Gruppo A2A al 31 marzo 2012 è pari a 11.863 risorse. I costi del personale

sono sostanzialmente in linea con il primo trimestre 2011.

29) Margine operativo lordo

Alla luce delle dinamiche sopra delineate, il “Margine operativo lordo” consolidato al 31 marzo

2012 è pari a 271 milioni di euro (278 milioni di euro al 31 marzo 2011).

Per un maggiore approfondimento si rimanda a quanto descritto nel paragrafo “Analisi per

settore di attività”.

30) Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni

Gli “Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni” sono pari, al 31 marzo 2012, a 88 milioni di

euro (131 milioni di euro nel primo trimestre 2011) e presentano un decremento di 43 milioni di

euro.

Nella successiva tabella si evidenziano le poste di dettaglio:

Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni - Milioni di euro 31 03 2012 31 03 2011

Ammortamento delle immobilizzazioni immateriali 21 21

Ammortamento delle immobilizzazioni materiali di cui: 75 87

– 1. ammortamenti ordinari 68 74

– 2. ammortamenti opere gratuitamente devolvibili 7 13

Totale ammortamenti 96 108

Accantonamenti per rischi (9) 9

Accantonamento per rischi su crediti compresi nell’attivo circolante 1 14

Totale ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni 88 131



80

In particolare, gli “Ammortamenti” risultano pari a 96 milioni di euro (108 milioni di euro nel

corrispondente periodo del precedente esercizio) e registrano un decremento di 12 milioni di

euro.

Gli “Accantonamenti per rischi” presentano un effetto positivo netto pari a 9 milioni di euro

(negativo per 9 milioni di euro al 31 marzo 2011) dovuto agli accantonamenti del periodo, per 5

milioni di euro, rettificati dal rilascio di fondi rischi accantonati nei precedenti esercizi, per 14

milioni di euro, a seguito del venir meno di alcuni contenziosi in essere.

L’“Accantonamento per rischi su crediti” presenta un valore di 1 milione di euro (14 milioni di

euro al 31 marzo 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.

31) Risultato operativo netto

Il “Risultato operativo netto” risulta pari a 183 milioni di euro (147 milioni di euro al 31 marzo

2011).

32) Gestione finanziaria

La “Gestione finanziaria” presenta un saldo negativo di 54 milioni di euro (negativa per 10

milioni di euro al 31 marzo 2011).

Di seguito si riporta il dettaglio delle componenti più significative:

Gestione finanziaria - Milioni di euro 31 03 2012 31 03 2011

Proventi finanziari 11 26

Oneri finanziari (66) (38)

Quota dei proventi e oneri derivanti dalla valutazione secondo il Patrimonionetto delle partecipazioni 1 2

Totale gestione finanziaria (54) (10)

I “Proventi finanziari” ammontano a 11 milioni di euro e risultano in diminuzione rispetto al

primo trimestre 2011 principalmente per effetto del negativo andamento dei fair value dei

contratti sui derivati finanziari.

Gli “Oneri finanziari”, che ammontano a 66 milioni di euro, presentano un incremento di 28

milioni di euro rispetto al 31 marzo 2011 e sono così composti:



81

• per 23 milioni di euro (nessun valore al 31 marzo 2011) da oneri su derivati finanziari;

• per 43 milioni di euro da oneri per passività finanziarie (38 milioni di euro al 31 marzo 2011)

di seguito dettagliati:

Oneri da passività finanziarie - Milioni di euro 31 03 2012 31 03 2011

Interessi su prestiti obbligazionari 25 25

Interessi verso istituti di credito 11 9

Interessi su finanziamenti Cassa Depositi e Prestiti 2 –

Interessi su leasing finanziario 1 1

Altri oneri finanziari 4 3

Totale oneri da passività finanziarie 43 38

La “Quota dei proventi e degli oneri derivanti dalla valutazione secondo il Patrimonio netto

delle partecipazioni” risulta positiva per 1 milione di euro (positiva per 2 milioni di euro al 31

marzo 2011).

La voce in esame accoglie principalmente gli effetti dei risultati delle valutazioni delle

partecipazioni in PremiumGas S.p.A e di alcune partecipazioni del Gruppo Coriance.

33) Altri ricavi/costi non operativi

Gli “Altri ricavi/costi non operativi” non presentano alcun valore al 31 marzo 2012 mentre nel

primo trimestre 2011 presentavano un valore netto negativo pari ad 1 milione di euro riferito

ad oneri sostenuti dalla controllata EPCG.

34) Oneri per imposte sui redditi

Oneri per imposte sui redditi - Milioni di euro 31 03 2012 31 03 2011

Imposte correnti 53 50

Imposte anticipate 6 (2)

Imposte differite passive (4) (8)

Totale oneri/proventi per imposte sui redditi 55 40

Le imposte di competenza del periodo sono calcolate sulla base della normativa, dei principi

vigenti e dei corretti criteri di consolidamento.

Si segnala che per il primo trimestre 2012 le imposte risentono sia del generale aumento, a

partire dal secondo semestre 2011, dell'aliquota della cd. “Robin Hood tax”, elevata dal 6,5% al



82

10,5% per il triennio 2011-2013, sia dell'ampliamento del perimetro delle società soggette alla

medesima addizionale, con l'assoggettamento anche delle attività di distribuzione di energia

elettrica e gas, in precedenza escluse. Inoltre si è incrementata, sempre a partire dal secondo

semestre 2011, anche l’aliquota dell’IRAP, aumentata al 4,20% rispetto al precedente 3,90%

per le società che esercitano attività di imprese concessionarie diverse da quelle di

costruzione e gestione di autostrade e trafori.

35) Risultato netto da attività non correnti cedute e destinate allavendita

Al 31 marzo 2012 la voce è positiva per 8 milioni di euro (negativa per 9 milioni di euro nel primo

trimestre 2011) ed accoglie principalmente il contributo positivo relativo alla cessione della

partecipazione nella società e-Utile S.p.A..

36) 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 6 milioni di euro (negative per 2 milioni di euro al 31 marzo 2011), risulta pari a 76 milioni di

euro (85 milioni di euro al 31 marzo 2011).



83

37) Utile per azione

01 01 2012 01 01 2011 31 03 2012 31 03 2011

Utile (perdita) per azione (in euro)

– di base 0,0244 0,0275

– di base da attività in funzionamento 0,0219 0,0284

– di base da attività destinate alla vendita 0,0025 (0,0009)

– diluito 0,0244 0,0275

– diluito da attività in funzionamento 0,0219 0,0284

– diluito da attività destinate alla vendita 0,0025 (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


84

38) Comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

Il periodo in esame non è stato interessato da operazioni non ricorrenti.

Operazioni significative nonricorrenti e atipiche e/o inusuali


85

Milioni di euro 31 03 2012 31 03 2011

Cauzioni ricevute 446 462

Garanzie prestate 1.288 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 446 milioni di euro (462

milioni di euro al 31 dicembre 2011).

Garanzie prestate e impegni con terzi

Sono pari a 1.288 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

confronti di terzi.

Garanzie reali prestateLa partecipazione azionaria in Metroweb S.p.A. è stata data in pegno alle banche finanziatrici

della società stessa.

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


86

1) Eventi di rilievo del Gruppo successivi al 31 marzo 2012

Per la descrizione degli eventi si rinvia allo specifico paragrafo del presente Resoconto

intermedio di gestione.

2) Informazioni relative alle azioni proprie

Al 31 marzo 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’esercizio

precedente. Al 31 marzo 2012 non sono detenute azioni proprie per il tramite di società

controllate, società finanziarie o per interposta persona.

3) Informazioni relative alle attività non correnti possedute per lavendita e alle attività operative cessate (IFRS 5)

La voce “Attività non correnti destinate alla vendita” recepisce i valori relativi alla

partecipazione in Transalpina di Energia S.r.l. e del finanziamento concesso da Delmi S.p.A. a

TdE S.r.l. nonché la riclassificazione della partecipazione in Utilia S.p.A., per un valore inferiore

al milione di euro. Per maggiori informazioni si vedano le Note illustrative n. 3 “Partecipazioni

e altre attività finanziarie non correnti” e n. 12 “Attività non correnti destinate alla vendita”

della Situazione patrimoniale-finanziaria.

Si precisa che l’operazione di cessione di TdE S.r.l., che si configura come operazione di

maggiore rilevanza con parti correlate, rientra nell’ambito di un articolato progetto di

riassetto che riguarda la struttura del controllo di Edison e che ha per oggetto, tramite la

cessione di TdE S.r.l., l’acquisizione del controllo da parte di EDF S.A..

Altre informazioni


87

Di seguito si riportano i principali dati di natura patrimoniale relativi alle partecipazioni

anzidette.

Dati al 31 marzo 2012

Attività e Passività delle società TdE Delmi Totalidestinate alla vendita S.p.A. S.p.A.Milioni di euro

Attività non correnti 915 915

Attività correnti 11 11

Totale attività 915 11 926


Passività correnti

Totale passività – – –

4) 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’im-

posta sul reddito disposta dall’art. 3, comma 70 della L. 549/95, dall’art. 66, comma 14 del D.L.

331/1993, convertito 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 pub-

blica maggioritaria istituite ai sensi della L. 142/90, in quanto ritenuti “aiuti di Stato” vietati dal-

l’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 dell’allarga-

mento 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’han-

no 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.


Altre informazioni

88

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 emen-

damento alla legge comunitaria definitivamente approvato dal Senato in data 13 aprile 2005

(art. 27, L. 18 aprile 2005, n. 62). Il provvedimento prevedeva procedure articolate di recupero

basate sulle ordinarie regole fiscali e tendenti ad adeguare l’eventuale recupero all’effettiva

sussistenza di aiuti recuperabili (ciò in considerazione della specificità delle singole 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 pre-

supponeva 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 ritar-

do nel recupero dei presunti “aiuti” (Sentenza 1º 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 equivalenti

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-ingiunzio-


Altre informazioni

89

ne” 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 L. 28 gennaio 2009, n. 2, n. 5 ulteriori avvisi di accerta-

mento, relativi alla posizione della ex AEM S.p.A. e della ex ASM S.p.A. per un ammontare 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 noti-

fica di ulteriori atti di recupero, (ii) l’irrilevanza ai fini del recupero delle plusvalenze realizzate.

Conseguentemente il 2 ottobre 2009 la società ha ricevuto la notifica da parte degli uffici com-

petenti di sei avvisi di accertamento recanti il recupero di somme ulteriori rispetto a quelle 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

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 principi di libera

concorrenza e di libertà di stabilimento delle imprese”. In coerenza con ciò devono essere con-

siderate “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 “comunicazio-

ni-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.


Altre informazioni

90

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).

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 contabile

necessaria per il riscontro della correttezza dei dati indicati nelle dichiarazioni presentate ai

sensi dell’art. 27, L. n. 62 citata. Si è trattato di un accesso mirato unicamente all’accertamento

e alla conseguente liquidazione definitiva delle eventuali imposte da restituire. AEM S.p.A. ha

depositato ai verificatori un’ampia memoria nella quale risultano esposti 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 eventuale 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).


Altre informazioni

91

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.

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.


Altre informazioni

92

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 relativo 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..

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


Altre informazioni

93

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 Sp.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

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-


Altre informazioni

94

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” dichiarati

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.

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

* * *


Altre informazioni

95

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.

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. nel

2008; la Corte ha respinto del tutto 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 USD 1.872.000 calcolato su capitale USD 720.000 più 1% di interessi 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 a 27,22% e conferma che, negli ultimi due anni, il tasso delle transazioni commerciali è

rimasto inalterato pari a 1,55%.


Altre informazioni

96

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 sarà 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 (capi-

tale USD 720.000+interessi pari all’1% mese+spese pari al 30% del capitale e degli interessi), al

55% che la sentenza riduca le pretese di Consult Latina (USD 131.521 + interessi pari all’1% mese

+ spese pari al 30% del capitale e degli interessi) al 10% che la sentenza riduca le pretese di

Consult Latina (USD 82.855 + interessi pari all’1% mese + spese pari al 30% del capitale e degli

interessi) e al 10% che A2A S.p.A. abbia piena ragione e non sia condannato 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 partecipazio-

ne, quale fosse stato il prezzo dell’alienazione. In data 16 novembre 2009, il giudice ha condan-

nato 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 cessione; contro tale sen-

tenza i legali hanno subito interposto appello e per questo nessuna sanzione è ancora stata

pagata. In data 30 giugno 2011 la Corte di Appello ha revocato la sentenza 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 pagamento.

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. In merito solo a fine settembre 2011 i legali hanno riferito, peraltro senza docu-

mentare i termini della stessa, di una proposta di transazione avanzata da Consult Latina per

un valore di 3,9 milioni di dollari. A2A S.p.A. ha comunicato la non accettabilità riconfermando


Altre informazioni

97

una disponibilità per una cifra compresa entro 750 migliaia di dollari. Non si conosce la rispo-

sta formale di Consult Latina.

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 sarà 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.

La società è assistita dallo Studio Garrido di Buenos Aires.

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 lire 820 miliardi 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 relativo

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 (lire 990,8

miliardi) 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-


Altre informazioni

98

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.

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 sempli-

ce “sostituzione” operata dal Giudice di detta determinazione con quella operata dal

Consulente d’ufficio appare del tutto insoddisfacente. Sotto altro profilo, il mancato ricono-

scimento 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 cita-

zione 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 condan-

nata 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’ingiunzione 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-


Altre informazioni

99

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.

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

preliminari - art 415 bis c.p.p.”, veniva notificato in data 9 giugno 2011 l’“Avviso di fissazione

dell’udienza 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’elenco 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. Si è in attesa della fissazione

dell’udienza preliminare avanti il Gip di Brescia.

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 contestuale 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 obbli-

gazionario.

AEM S.p.A. si è costituita all’udienza del 19 novembre 2003, depositando comparsa di costitu-

zione e risposta.


Altre informazioni

100

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

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 Investimento Patto Parasociale

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 hanno radi-

cato arbitrato in esecuzione della clausola compromissoria presente nell’Accordo di

Investimento sottoscritto con ASM 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. allorchè non

abbia finanziato lo sviluppo di Ostros Energia S.r.l. in liquidazione e non abbia 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 dall’assenza di condizioni per adire alla transazio-

ne, ha fissato al 26 aprile 2010 l’udienza di assunzione di interrogatorio libero delle parti, invi-

tando a tal fine i legali rappresentanti o procuratori informati dei fatti. Il collegio ha disposto

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-


Altre informazioni

101

lificare la differenza esistente tra i progetti oggetto dell’Accordo di Investimento 31 gennaio

2007 ed in particolare il progetto san Biagio e i progetti oggetto dell’Accordo Baltic.

Con provvedimento del Consiglio Arbitrale del 1° luglio 2010, è stato nominato il CTU nell’isti-

tuto di ricerca Deutsches Windenergie GmBH Institute Branch DeEI Italia; conseguentemen-

te, il collegio ha fissato l’udienza del 23 settembre, per confermare il quesito arbitrale e fissare

la data di inizio delle operazioni peritali (15 ottobre 2010), la consegna della perizia (10 gennaio

2010) e per consentire alle parti di effettuare le nomine dei CTP.

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, la Camera Arbitrale ha dato comunicazione dell’intervenuta rinuncia del

CTU da essi nominato con provvedimento citato.

Con comunicazione 13 ottobre 2010, la Camera Arbitrale ha comunicato il nuovo provvedimen-

to 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 di ricevere proroga del

termine fissato per il deposito della CTU, fino al 25 febbraio 2011; il termine è stato ulteriormen-

te 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 a addivenire a transazione; lo scambio epistolare in tale senso non ha modificato le posi-

zioni delle parti.

Il collegio arbitrale ha richiesto una proroga del termine di deposito del lodo che è stato fissato

al 20 maggio 2012 e ha fissato un’udienza al 6 ottobre 2012 alla presenza oltre che degli avvoca-

ti 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.


Altre informazioni

102

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

Collegio 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. in liquidazione detenuta da Ecovolt al 31 dicembre 2008; alla successiva

udienza del 14 febbraio 2012, dopo ampia discussione, Ecovolt ha nominato CTP prof. Brugger

e A2A S.p.A. 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.

La società è difesa dallo studio legale Chiomenti.

Arbitrato radicato da S.F.C. S.A. ed Eurosviluppo Industriale S.p.A. contro A2A S.p.A.

e E.ON Europa S.L. per asserito inadempimento scrittura privata acquisto azioni 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 e 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 Societè 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’integra-

le rigetto dell’avversa domanda e spiegando domanda riconvenzionale chiedendo la condan-

na delle controparti al risarcimento dei danni subiti dalle convenute in conseguenza dei nume-

rosi inadempimenti contrattuali occorsi, quantificati in via iniziale in 30.500.000 di euro,

ovvero, nella maggiore o minore somma ritenuta di giustizia, quantificata anche ai sensi del-

l’art. 1226 c.c., oltre interessi, anche ex art. 1283 c.c. e rivalutazione monetaria, anche ex art.

1224, 2° comma.


Altre informazioni

103

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. stanno verificando la possibilità di far procedere l’arbi-

trato solo con riferimento alla domanda riconvenzionale, senza quindi bisogno di surrogarsi

nel pagamento delle spese all’attore.

Ove tale strada non fosse perseguibile si potrebbe pervenire all’estinzione dell’arbitrato.

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 S.F.C. 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 EON Europa S.L.) e Avv. Giovanni Frau (arbitro

individuato da S.F.C. S.A. e Eurosviluppo Industriale S.p.A.).

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 prof.

Brugger e A2A S.p.A. prof. Dallocchio e è stato fissato il termine del 15 giugno 2012 per il depo-

sito della perizia che già abbia tenuto conto delle perizie di parte.

La società è difesa dallo studio Chiomenti e studio Simmons & Simmons.

Consorzio Eurosviluppo Scarl / Ergosud S.p.A. e A2A S.p.A. – Tribunale Civile di Roma

In data 27 maggio 2011, il Consorzio Eurosviluppo Industriale Scarl ha notificato ad Ergosud

S.p.A. ed 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

legittimazione attiva del Consorzio per: i danni asseritamente subiti dal Fin Podella alla voce


Altre informazioni

104

"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.

S.F.C. 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 S.F.C. 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 S.F.C.

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 S.F.C. S.A. per poi controdedurre più compiuta-

mente nelle successive memorie istruttorie ex art. 183, VI° comma c.p.c..

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 essere 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 corrisponderebbero –

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 effettiva-


Altre informazioni

105

mente immessa in rete. Una società ha impugnato il provvedimento presso il T.A.R. della

Lombardia ottenendone la sospensione. Il ricorso sarà discusso all’udienza al 21 giugno 2012.

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 ausiliari di questo,

sarebbe stato superiore a quanto forfettariamente indicato in convenzione, attestandosi a 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 poten-

ziali 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 esercizio dell’impianto

(febbraio 2001-dicembre 2011). Allo stato si ritiene però solo in ipotesi possibile 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).

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-


Altre informazioni

106

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%.

Sulla base delle verifiche e analisi effettuate dalla società, le differenze rilevate sarebbero da

ricondursi ad una differente interpretazione di quelli che sono da considerarsi servizi ausiliari

nell’ambito dell’impianto di termovalorizzazione di Ecolombardia 4 S.p.A.. A tutt’oggi non vi

sono stati provvedimenti conseguenti da parte dell’AEEG.

Si ritiene che qualora Ecolombardia 4 S.p.A. ed Ecodeco S.r.l. fossero destinatarie di provvedi-

menti dell’AEEG, della stessa tipologia di quelli diretti alle citate società di cui sopra, la poten-

ziale passività che potrebbe originarsi a danno del Gruppo Ecodeco stesso sarebbe di difficile

valutazione. Volendo ipotizzare il caso peggiore, la passività potrebbe essere stimata in circa 31

milioni di euro per il periodo di esercizio degli impianti in esame, cioè considerando anche gli

esercizi pregressi, dal 2004 al 2011.

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

Contenzioso promosso dal comune di Casarile e altri comuni contro la Regione Lombardia e la

Provincia di Pavia per ottenere l'annullamento dei provvedimenti di autorizzazione integrata

ambientale e di valutazione (positiva) di impatto ambientale espressi dagli enti riguardo la rea-

lizzazione (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 sostene-

re la tesi del comune di Casarile.

A seguito dell'udienza del 5 dicembre 2011, nella quale è stata discussa anche l'istanza cautelare

avanzata dai comuni, è stata dapprima pronunciata l'ordinanza 6 dicembre 2011 n. 1818 e quin-

di è stata pubblicata la sentenza 11 gennaio 2012 n. 67.

Con l'ordinanza n. 1818 il Giudice ha - pur in sede di prima delibazione cautelare - rilevato l'irri-

cevibilità per tardività del gravame nella parte in cui si dirigeva avverso il provvedimento di

valutazione (positiva) di impatto ambientale dell'impianto. Il Giudice ha invece reputato tem-

pestivo il ricorso contro l'a.i.a.. Con la stessa ordinanza è stata però rilevata la necessità di veri-

ficazioni "sotto alcuni profili che verranno indicati nella sentenza di merito". Contestualmente


Altre informazioni

107

il Giudice, rilevato sussistere "il periculum in mora atteso che l’impianto in questione è stato

già compiutamente realizzato ed è pronto ad entrare in attività", ha sospeso gli altri provvedi-

menti impugnati (a.i.a. dell’impianto compresa).

La sentenza n. 67 ha quindi confermato l'accoglimento dell'eccezione di tardività del ricorso nella

parte in cui si dirigeva avverso il provvedimento di positiva v.i.a. dell'impianto. Superate le ecce-

zioni di difetto di legittimazione dei comuni ricorrenti, il T.A.R. ha quindi, onde decidere la porzio-

ne di gravame promossa contro l'a.i.a., ritenuto "opportuno, ai fini della definizione della contro-

versia ed in considerazione delle censure dedotte non dichiarate irricevibili, della

documentazione anche da ultimo versata in atti e del persistente contrasto tra le parti, disporre

una verificazione, in contraddittorio tra le parti medesime, allo scopo di chiarire: 1) se la docu-

mentazione presentata da Ecodeco S.r.l. nel corso del procedimento autorizzatorio in ordine alle

garanzie da prestare per l’attivazione, la gestione operativa e le procedure di chiusura del bio-

reattore rispetti le prescrizioni del D.Lgs. n. 36/2003 e del D.Lgs. n. 152/2006; 2) l’effettiva natura

dei rifiuti da trattare nel bioreattore in questione ed in particolare se si tratti o meno di rifiuti

putrescibili; 3) se, alla luce della documentazione progettuale presentata da Ecodeco S.r.l. nel

corso del procedimento autorizzatorio, la copertura multistrato risulti conforme alle prescrizio-

ni di cui al D.Lgs. n. 36/2003, così come indicato nel decreto di v.i.a. n. 1503 del 17 febbraio 2009."

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"), disponendone la conclusione "entro il termine di 90 gg. dalla notifica o dalla

comunicazione in via amministrativa" della sentenza. La trattazione della causa (a valle dell'e-

sperimento delle suddette verificazioni) è stata quindi rinviata all'udienza pubblica del 5 giu-

gno 2012. Ecodeco S.r.l. ha provveduto alla nomina del Prof. Adami del Politecnico e dell’Ing.

Minetti come propri consulenti di parte.

A seguito della sentenza, i comuni ricorrenti hanno altresì formulato un ulteriore 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 relativi titoli autoriz-

zativi, ha espresso nulla osta ex art. 9 D.Lgs. n. 36/03 all'avvio delle operazioni di smaltimento

presso il bioreattore, ampliando così ulteriormente il thema decidendum.

Una parallela iniziativa era stata promossa dal Comune di Lacchiarella.

La IV Sezione del T.A.R. Lombardia, con sentenza 11 gennaio 2012 n. 68, ha rigettato il ricorso

del Comune di Lacchiarella in quanto tardivo.

Il Comune ha quindi da un lato promosso autonomo ricorso, onde gravare il provvedimento 18

novembre 2011 n. 155384 con cui Arpa, rilevato il rispetto da parte dell'impianto delle prescri-

zioni contenute nei relativi titoli autorizzativi, ha espresso nulla osta ex art. 9 D.Lgs. n. 36/03


Altre informazioni

108

all'avvio delle operazioni di smaltimento presso il bioreattore.

Dall’altro il Comune ha promosso appello contro la sentenza della IV Sezione del T.A.R.

Lombardia, 11 gennaio 2012 n. 68.

Il legale incaricato è l’Avv. Prof. Giuseppe Franco Ferrari.

Inchiesta Centrale di Monfalcone

Nel novembre 2011 l’Autorità Giudiziaria di Trieste ha emesso, in più Regioni, provvedimenti

restrittivi nei confronti di più persone, tra cui un dipendente della Centrale Termoelettrica di

Monfalcone.

Si tratta di un’inchiesta avviata, su denuncia per truffa aggravata ai danni di A2A S.p.A., presen-

tata dal Gruppo A2A il 3 dicembre 2010, nei confronti di personale A2A ed imprenditori terzi

sospettati di traffico illecito di rifiuti e di truffa al patrimonio ai danni di privati (Gruppo A2A)

e dello Stato con riferimento ad episodi verificatisi presso la predetta centrale, in relazione sia

alla fornitura quantitativa di biomasse, sia alla certificazione del loro potere calorifico.

A2A S.p.A., proprietaria del sito produttivo, ha disposto la sospensione cautelare del dipen-

dente coinvolto.

Il fatto, riguardante le difformità quali-quantitative delle biomasse, qualora accertato dalle

competenti autorità a conclusione della fase istruttoria, sarebbe a esclusivo danno del Gruppo

A2A e della società A2A Trading S.r.l., in quanto quest’ultima, in qualità di toller e di responsa-

bile del dispacciamento dell’impianto è soggetta al rischio possibile di una forte penalizzazio-

ne economica per eventuali maggiori costi sostenuti. Inoltre, sempre se il fatto sarà accertato,

è probabile che A2A S.p.A. debba procedere nei confronti del GSE ad una restituzione dei cer-

tificati verdi eventualmente contabilizzati in più rispetto a quelli reali; infatti essa ha presenta-

to, negli anni 2009 e 2010, delle richieste di emissione dei suddetti titoli ambientali che potreb-

bero essere superiori a quelli effettivi, in quanto il conteggio potrebbe essere inficiato da un

rapporto “energia da biomassa su energia da fonte convenzionale” superiore rispetto al reale.

In tal caso, la società dovrebbe formulare rettifiche alle suddette pregresse dichiarazioni e

quindi restituire al GSE i proventi o i titoli eventualmente riconosciuti in eccesso.

L’indagine avviata dall’Autorità Giudiziaria di Trieste non si è ancora conclusa e, quindi, le

informazioni per individuare gli effetti sul bilancio della società di eventuali condotte illecite

accertate non sono ancora state rese note.

Naturalmente il Gruppo A2A, in quanto parte lesa, per tutelare la propria immagine ed i propri

interessi, in particolare per quel che riguarda il risarcimento integrale dei danni subiti, sta

attuando ed attuerà le azioni del caso in tutte le sedi opportune.


Altre informazioni

109

* * *

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.

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 - 2005 - 2006

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 Toller, si ritiene

che le conclusioni dell’Agenzia delle Entrate non siano condivisibili. Infatti, nel regime del con-

tratto di Tolling, i Toller sono da un lato proprietari delle materie prime, compreso il combusti-

bile, che forniscono al Tolleeper la produzione di energia elettrica, dall’altro titolari “ab origine”


Altre informazioni

110

dell’energia elettrica prodotta. La consegna dei Certificati Verdi al Tolleeda parte dei Tollernon

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’avviso

di accertamento IVA per l’anno 2005 e il 31 ottobre 2011 avviso di accertamento IVA per l’anno

2006 con conseguente richiesta della maggiore Imposta sul Valore Aggiunto, oltre sanzioni e

interessi, rispettivamente per complessivi 4,8 milioni di euro e 8,9 milioni di euro. Come per il

2004, anche per il 2005 e per il 2006 nessuna violazione può essere imputata ad A2A Trading

S.r.l. e, conseguentemente, non si è provveduto ad effettuare accantonamenti 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.

Sia per quanto riguarda la controversia per il 2004 che quella 2005 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 e di acces-

so presso la società, in data 28 ottobre 2011, la Guardia di Finanza – Nucleo di Milano – ha noti-

ficato il processo verbale di constatazione evidenziando le medesime violazioni di omessa

fatturazione di operazioni imponibili per gli anni 2007, 2008 e 2010.

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 raggiunto alcun accordo con

l’Ufficio accertatore ha proceduto ad impugnare l’atto notificato con la proposizione del ricorso.

La commissione tributaria provinciale di Milano ha accolto il ricorso.

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


Altre informazioni

111

IVA per il periodo di imposta 2007. La verifica fiscale si è conclusa il 29 aprile 2010.

I rilievi emersi attengono a violazioni rilevanti, prevalentemente, ai fini delle imposte dirette.

Ad oggi sono pervenuti gli avvisi di accertamento per il 2005, il 2006, il 2007 e il 2008.

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 nel mese di dicembre è stato pagato l’impor-

to liquidato dall’Agenzia delle Entrate.

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 prin-

cipio della competenza verrà presentata istanza di rimborso 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.

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


Altre informazioni

112

relativo all’annualità 2001 e i ricorsi relativi alle annualità 2004 e 2005, tutti con esito favore-

vole per la Società.

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 avanti la Commissione Tributaria

Regionale. La decisione favorevole alla Società è stata impugnata dall’Ufficio, ma anche il

secondo giudizio è stato favorevole alla Società.

L’Ufficio ha proposto appello anche avverso le sentenze per gli anni 2004 e 2005. La Società ha

presentato controdeduzioni il 20 aprile 2012.

In data 12 aprile 2012 la società ha provveduto al pagamento della cartella relativa all’annualità

2002 per 1,9 milioni di euro; l’Ufficio, per effetto delle sentenze favorevoli alla Società, ha

disposto sgravi per gli anni 2003, 2004 e 2005 per un totale di 1,6 milioni di euro.

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.

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; l’udienza è stata fissata per il mese di marzo 2012.


Altre informazioni

113

A seguito del ricevimento della cartella di pagamento da Equitalia per la parte di omessa fattu-

razione IVA, del 50% dell'imposta più interessi e sanzioni (94 migliaia di euro relativi all’anno

2006 e 96 migliaia di euro per il 2007), quale riscossione frazionata in pendenza di giudizio, si

è provveduto al pagamento nel mese di ottobre 2011.

ASRAB S.r.l. - Avvisi di accertamento ai fini IRES e IRAP per il periodo di imposta 2004

Il 21 dicembre 2009 è stato notificato avviso di accertamento per IRES 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 conseguente richie-

sta di maggiore IRES e IRAP per 355 migliaia di euro, oltre sanzioni e interessi.

La Società ha proposto ricorso in C.T.P. di Milano in data 20 maggio 2010. La Commissione ha accol-

to 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”. L’ufficio ha proposto appel-

lo e la società si è costituita in giudizio proponendo, a sua volta, appello incidentale.


In data 10 e 15 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 per 515 migliaia di euro, oltre sanzioni e interessi.

La Società ha proposto ricorso in C.T.P. di Biella in data 20 maggio 2011. Il 5 settembre 2011 la

Commissione di Biella ha sospeso l'esecuzione dell'atto subordinatamente alla presentazione

di una garanzia, rappresentata da una polizza fidejussoria per il 50% del credito in contestazio-

ne. Tale polizza è stata presentata all'Agenzia delle Entrate di Biella in data 28 settembre 2011.


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 per 729 migliaia di euro, oltre sanzioni e interessi .

La Società ha proposto ricorso in C.T.P. di Biella in data 18 ottobre 2011. In data 16 novembre 2011

è arrivata la comunicazione di annullamento totale dell'accertamento 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 al quale la


Altre informazioni

114

Società proporrà 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 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 per 920 migliaia di euro, oltre sanzioni e interes-

si. In data 12 gennaio 2012 è stata presentata alla C.T.P. di Biella la costituzione in giudizio.

La C.T.P. ha concesso la sospensione dell’atto subordinatamente alla presentazione di apposita

garanzia fideiussoria, che la società sta provvedendo a richiedere.

ECODECO S.r.l. – Avviso di accertamento ai fini IRES – IRAP – IVA per il periodo d’im-

posta 2007

In data 17 agosto 2011 sono stati notificati gli avvisi di accertamento per IRES e IRAP contestan-

do 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.

È inoltre stato notificato l’avviso di accertamento per IVA contestando l’indebita detrazione

d’imposta indiretta a causa di omessa applicazione del pro-rata di detraibilità, con conseguen-

te richiesta di maggiore imposta pari a 284 migliaia di euro, oltre sanzioni e interessi.

È stata presentata istanza di sospensione e istanza di trattazione in pubblica udienza in data 15

novembre 2011 all'Agenzia delle Entrate Direzione Provinciale II di Milano a mezzo raccoman-

data e alla C.T.P. di Milano in data 6 dicembre 2011. Il ricorso è stato discusso il 23 aprile 2012. Si

è in attesa di conoscere l’esito della sentenza, che deciderà anche sull’accoglimento dell’istan-

za di sospensione della riscossione.

8) Attività potenziali per certificati ambientali

Il Gruppo presenta al 31 marzo 2012 un’eccedenza di certificati ambientali (Diritti di Emissione,

Certificati Verdi e Certificati Bianchi).


Altre informazioni

115

0.4Allegati alle Noteillustrative alResocontointermedio digestione

Denominazione Sede Divisa Capitale sociale

(migliaia)


A2A 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 A2A Coriance S.a.s. Noisy Le Grand (Francia) Euro 32.562 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 Ecofert S.r.l. S. Gervasio Bresciano (Bs) Euro 1.808 Elektroprivreda Cnre Gore AD Niksic (EPCG) Niksic (Montenegro) Euro 958.666 EPCG d.o.o. Beograd Belgrade (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. 3Per le partecipazioni in controllate del Gruppo Coriance si rimanda all'allegato nr. 4

1 - Elenco delle imprese incluse nel bilancio consolidato


118


1 - Elenco delle imprese incluse nel bilancio consolidato

% Quote Azionista Criterio di valutazionedi parteci- possedutepazione %

consolidata di Gruppo al31 03 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



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



43,70% 43,70% A2A S.p.A. Consolidamento integrale 100,00% 100,00% EPCG Consolidamento integrale

57,86% 51,00% EPCG Consolidamento integrale

119


(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

Edipower S.p.A. Milano Euro 1.441.300

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 219.000

Rudnik Uglja Ad Plejvlja Plejvlja (Montenegro) Euro 21.493

Consolidamento Gruppo Ecodeco (1)

Consolidamento Gruppo Coriance (2)

Totale partecipazioni

Partecipazioni destinate alla vendita

Transalpina di Energia S.r.l. Milano Euro 3.146.000

Utilia S.p.A. Rimini Euro 900

(1) Per le partecipazioni del Gruppo Ecodeco si rimanda all'allegato n.3(2) Per le partecipazioni del Gruppo Coriance si rimanda all'allegato n.4

2 - Elenco delle partecipazioni insocietà valutate col metodo delPatrimonio netto


120

Quote Azionista Valore Criterio di valutazionepossedute di carico al

% 31 03 2012(migliaia)

50,00% A2A Alfa S.r.l. 4.495 Patrimonio netto

50,00% A2A S.p.A. 75.837 Patrimonio netto

50,00% A2A S.p.A. 103 Patrimonio netto


50,00% A2A S.p.A. - Patrimonio netto

50,00% Aprica S.p.A. 246 Patrimonio netto


48,86% A2A S.p.A. (48,48%)A2A Reti Gas S.p.A. (0,38%) 3.908 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. 801 Patrimonio netto

52,00% A2A Calore & Servizi S.r.l. 52 Patrimonio netto



2.311 Vedi allegato n. 3

2.185 Vedi allegato n. 4

522.211

50,00% Delmi S.p.A. 915.000 Patrimonio netto

20,00% A2A Energia S.p.A. 202 Patrimonio netto


2 - Elenco delle partecipazioni in società valutate col metodo del Patrimonio netto

121


(migliaia)


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. Milano Euro 10

A.S.R.A.B. S.p.A. Biella Euro 2.582

Nicosiambiente S.r.l. Milano Euro 50

Ecoair S.r.l. Milano Euro 10


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


3 - Elenco delle imprese inclusenel bilancio consolidato delGruppo Ecodeco


122


3 - Elenco delle imprese incluse nel bilancio consolidato del Gruppo Ecodeco

% Quote Azionista Valore Criterio di valutazionedi parteci- possedute di carico alpazione % 31 03 2012

consolidata (migliaia)di Gruppo al31 03 2012

Consolidamento integrale

100,00% 100,00% Ecodeco Consolidamento integrale









50,00% Ecodeco 1.169 Patrimonio netto

50,00% Ecodeco 892 Patrimonio netto

25,00% Ecodeco 250 Patrimonio netto

50,00% Ecodeco - Patrimonio netto

2.311

123


(migliaia)


Coriance Sas Noisy Le Grand - France Euro 5.407

Aulnay Energie Services Sas Aulnay-sous-Bois - France Euro 610

Calo Rem Sas Manosque - France Euro 40

Castres Energie Services Sas Castres - France Euro 38

Mebois-Montrond Bois Energie Sas Montrond-Les-Bains - France Euro 40

Andrezieux Boutheon Energie Services Sas Andrezieuz-Boutheon - France Euro 40

Energie Meaux Sas Meaux - France Euro 3.050

Les Mureaux Energie Services Sas Le Mureaux - France Euro 40

Societé Thermique De Villiers Le Bel Gonesse Sas Villiers-Le-Bel - France Euro 150

Blanc Mesnil Energie Services Sas Le Blanc Mesnil - France Euro 40

Chelles Chaleur Sas Chelles - France Euro 369

Drome Energie Services Sas Pierelatte - France Euro 200

Eneriance Sas Toulouse - France Euro 150

Ris Energie Services Sas Ris Orangis - France Euro 38

Societé Thermique De La Doua Sas Villeurbanne - France Euro 40

VLBG Energie Sa Viliers-le-Bel - France Euro 781

SOFREGE Société fresnoise de Géothermie Sas Fresnes - France Euro 1.000

Les Mureaux Bois Energie Sas Le Mureaux - France Euro 150

Societé Thermique De Bondy Sas Bondy - France Euro 300

Inter Industrie Thermique Sas Saint-Pierre-Lès-Nemours - France Euro 60

SOFREDITH Société Fresnoise de la Distribution Thermique Sa Fresnes - France Euro 229

Societé Thermique De Salon De Provence Sa Salon De Provence - France Euro 39


Gennedith Sas Puteaux - France Euro 85

Stade Energie Sas Noisy-le-Grand - France Euro 153

Eriva Sas Montereau-Fault-Yonne - France Euro 100

Societé Thermique de Laval Saint Nicolas Sa Laval - France Euro 472

Via Confort Sas Saint-Etienne - France Euro 1.100

Coge Sante Lille Gie Sant-André-es-Lille - France Euro n.d.


4 - Elenco delle imprese inclusenel bilancio consolidato delGruppo Coriance


124


4 - Elenco delle imprese incluse nel bilancio consolidato del Gruppo Coriance

% Quote Azionista Valore Criterio di valutazionedi parteci- possedute di carico alpazione % 31 03 2012

consolidata (migliaia)di Gruppo al31 03 2012

100,00% 100,00% A2A Coriance Sas Consolidamento integrale

100,00% 100,00% Coriance Sas Consolidamento integrale





















26,00% Coriance Sas 254 Patrimonio netto

50,00% Coriance Sas 1.623 Patrimonio netto



49,00% Coriance Sas (117) Patrimonio netto

34,00% Coriance Sas – Patrimonio netto

2.185

125

Denominazione Quote Azionista Valore di possedute carico al

% 31 03 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.

ANCCP S.r.l. 5,24% A2A Calore & Servizi S.r.l.

AQM S.r.l. 8,18% 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.

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 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.ar.l.) 6,67% A2A S.p.A.

Curdem 4,00% Coriance Sas

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.

5 - Elenco delle attività finanziariedisponibili per la vendita


126

Denominazione Quote Azionista Valore di possedute carico al

% 31 03 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

Totale altre attività finanziarie 7.165

Totale attività finanziarie disponibili per la vendita 13.370

(*) 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.


5 - Elenco delle attività finanziarie disponibili per la vendita

127

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

approvvigionamento combustibili, programmazione e dispacciamento impianti di

generazione elettrica, 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

prodotti da impianti di cogenerazione (prevalentemente di proprietà del Gruppo). La vendita

del calore cogenerato avviene mediante reti di teleriscaldamento. La filiera assicura anche il

servizio 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

spazzamento, al trattamento, smaltimento e recupero di materia ed energia. È infatti

compreso nell’attività della filiera il recupero del contenuto energetico dei rifiuti attraverso

impianti di termovalorizzazione o impianti biogas.

Filiera Reti

L’attività della filiera comprende la gestione tecnico-operativa di reti di trasmissione e

distribuzione di energia elettrica, di trasporto e distribuzione di gas naturale e la gestione

dell’intero Ciclo Idrico Integrato (captazione delle acque, gestione degli acquedotti,



129

distribuzione idrica, gestione di reti fognarie, depurazione). Sono altresì comprese le attività

relative all’illuminazione 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.



130

La perdita di vigore del ciclo mondiale nel corso dell’ultimo trimestre dell’anno passato, legata

alla contrazione dell’economia dell’area euro e del Giappone e al rallentamento delle

economie emergenti, sembra essersi arrestata nei primi tre mesi del 2012. In un contesto di

generale allentamento delle pressioni nei mercati finanziari mondiali, sono infatti emersi

segnali di stabilizzazione dell’economia globale.

Nell’area euro, sulla base di indicatori congiunturali preliminari, è ad oggi in corso una lieve

recessione. La contrazione dell’attività economica ha comunque registrato un’attenuazione

nel corso dei primi tre mesi dell’anno in concomitanza con la riduzione delle tensioni sulle

condizioni di finanziamento in vari paesi. Secondo le prime indicazioni della Banca d’Italia e

della Banca Centrale Europea (BCE), nel primo trimestre 2012 la dinamica del PIL ha registrato

un miglioramento rispetto al punto di minimo raggiunto nello scorso dicembre, attestandosi

in marzo su valori pressoché nulli.

Il quadro congiunturale statunitense si è rivelato più favorevole delle attese dei principali

istituti di ricerca economica; le condizioni del mercato del lavoro sono lievemente migliorate

negli scorsi mesi e ciò ha contribuito in misura sostanziale al miglioramento del clima di

fiducia. Nei paesi emergenti gli indicatori di produzione industriale e i sondaggi congiunturali

presso le imprese indicano un ulteriore rallentamento; in particolare, in Cina, dove il PIL si è

attestato all’8,1% nel primo trimestre 2012, risentendo dell’indebolimento dell’attività del

comparto industriale connesso alla perdurante debolezza della domanda estera.

Secondo le recenti proiezioni del Fondo Monetario Internazionale (FMI), nel 2012 la crescita

mondiale si ridurrebbe al 3,5% (dal 3,9% del 2011), frenata dal calo delle attività nell’area euro

e dal rallentamento dei paesi emergenti, e a cui contribuisce positivamente l’espansione

dell’economia statunitense, prossima al 2,1% (che si confronta con +1,7% nel 2011) e del

Giappone, grazie all’attività di ricostruzione post-terremoto dopo la contrazione dello 0,7%

nel 2011. Sulle prospettive di crescita dell’economia globale gravano ancora, oltre alla lenta

riduzione dell’indebitamento pubblico e privato nei paesi avanzati, numerosi fattori di

incertezza riconducibili principalmente al riacutizzarsi delle turbolenze sul debito sovrano

nell’area euro, nonché al rischio che il persistere delle tensioni sull’offerta di greggio mondiale

inneschino un repentino aumento dei costi petroliferi.

Quadro macroeconomico


131

Nell’area euro, il calo del PIL dovrebbe rimanere confinato ai trimestri a cavallo tra la fine del

2011 e l’inizio del 2012, e pertanto risultare modesto in media per tutto il 2012; la ripresa del

percorso di crescita è poi attesa per il 2013. Le più recenti valutazioni degli esperti

dell’Eurosistema collocano la variazione del PIL per il 2012 in un intervallo compreso tra -0,5%

e 0,3% (-0,3% secondo il FMI ed Eurostat) e per il 2013 tra 0% e 2,2%. Nel 2012 si dovrebbe

dunque assistere ad una fase recessiva meno grave di quella sperimentata nel 2008-2009:

difatti, la causa dell’attuale contrazione è molto precisa e localizzata nei Paesi periferici e,

anche all’interno dell’Eurozona, le maggiori economie, tra cui la Germania, potranno

continuare ad espandersi beneficiando dell’impulso positivo derivante dalla politica

monetaria.

Con l’aggravamento della crisi del debito sovrano dell’area euro, e le conseguenti pesanti

ricadute negative anche in termini reali, il tasso di cambio €/$ è stato caratterizzato da una

crescente debolezza dalla fine del 2010, attestandosi su un valore medio di 1,31 dollari per euro

nel primo trimestre 2012, in calo del 4,1% rispetto al valore medio del primo trimestre 2011.

Sulla base del consenso esistente e dei dati rilevabili sui mercati a termine, il persistere della

debolezza del quadro macroeconomico per l’Europa dovrebbe far sì che l’euro si mantenga

debole per tutto il 2012, con una previsione del tasso di cambio medio atteso pari a 1,32 €/$, in

diminuzione di circa il 6% rispetto al dato medio del 2011.

Gli ampi cali dei differenziali di rendimento dei titoli di Stato decennali dell’area euro rispetto

al Bund tedesco, registrati per buona parte del primo trimestre 2012, si sono in parte

stabilizzati dalla fine di marzo. Riguardo alle azioni di politica monetaria in Europa, è probabile

che si prospetti una lunga pausa, in attesa che la BCE possa valutare gli effetti delle misure

recenti. Tuttavia, la BCE ha annunciato che continuerà a soddisfare illimitatamente la

domanda di liquidità delle aste ordinarie dei titoli di debito sovrano fino a luglio con probabile

estensione di tale regime almeno nella restante parte del 2012.

L’inflazione per l’area euro si è attestata su una media pari a 2,7% nel trimestre in esame: gli

aumenti delle quotazioni petrolifere e delle accise sui carburanti in alcuni paesi, nonché gli

effetti del deprezzamento dell’euro, hanno determinato un’accelerazione dei corsi dei beni

energetici. Le stime preliminari di Eurostat mostrano un livello superiore al 2% di inflazione

per il 2012 e al di sotto del 2% per il 2013. Le condizioni dell’economia rendono improbabili

tensioni endogene sui prezzi; pressioni verso l’alto potrebbero arrivare invece da rialzi di

prezzi amministrati, tassazione indiretta e da eventuali segnali di trasmissione di rincari dei

beni energetici ai salari e ai profitti.

In Italia, nei primi mesi dell’anno, in un contesto di rallentamento del commercio mondiale,

l’attività economica avrebbe segnato una nuova flessione, risentendo della perdurante

difficoltà di spesa delle famiglie e imprese. Secondo le prime indicazioni della Banca d’Italia, la

produzione industriale avrebbe registrato una nuova flessione rispetto al periodo

precedente, da cui discenderebbe un calo del PIL superiore a quello registrato nell’ultimo



132

trimestre 2011 (-0,4% rispetto al quarto trimestre 2010). In particolare, l’Organizzazione per

la Cooperazione e lo Sviluppo Economico (OCSE) stima per il nostro Paese una contrazione

del PIL dell’1,6% nel primo trimestre 2012 e dello 0,1% nel secondo. A conferma di questi dati vi

sono le previsioni del Centro studi Confindustria secondo cui nel primo trimestre 2012 la

produzione industriale è diminuita del 2,2% rispetto al quarto trimestre 2011.

Per quanto riguarda l’inflazione i dati recentemente diffusi dall’ISTAT mostrano un’inflazione

pari al 3,3% rispetto al primo trimestre 2011, livello su cui incide la crescita sostenuta dei prezzi

dei beni energetici, pari al 15,5% nei primi tre mesi del 2012 e del rialzo delle imposte indirette.

Le valutazioni sull’andamento della crescita economica in Italia restano circondate da un

elevato grado di incertezza. La possibilità che una ripresa prenda avvio dalla fine del 2012 e si

rafforzi nel 2013 dipende soprattutto dagli andamenti dei mercati finanziari e dai rendimenti

dei titoli di Stato, la cui volatilità resta molto elevata, oltre che dal rischio di un rallentamento

più pronunciato nel commercio mondiale. Le misure di liberalizzazione e semplificazione

amministrativa recentemente approvate possono stimolare la crescita del prodotto

potenziale e incidere positivamente sulle aspettative.

Il FMI indica per l’Italia una crescita negativa dell’1,9% per il 2012, peggiore rispetto al -1,5%

stimato dalla Banca d’Italia, mentre la media delle proiezioni disponibili in aprile dei principali

istituti economici e di credito mostra un valore pari a -1,2%. Per il 2013, le previsioni

convergono invece verso un’ipotesi di crescita zero per il Paese: fa eccezione il FMI, con la

previsione del perdurare di uno scenario recessivo e un PIL in calo dello 0,3%. Le attese

pessimistiche per l’Italia si spiegano prevalentemente con gli effetti della restrizione fiscale,

che, indipendentemente dall’evolversi della crisi finanziaria, freneranno con ogni probabilità il

ciclo economico anche l’anno prossimo. Agli effetti “diretti” della crisi (via stretta fiscale)

occorre aggiungere gli effetti “indiretti” quali il maggior costo e la minor disponibilità di

capitale per le imprese e le famiglie e l’effetto frenante dell’incertezza su economia e mercati

che influenza le decisioni di consumo delle famiglie e di investimento delle imprese.

Infine, secondo il consensus di mercato disponibile sono state riviste al rialzo, a circa il 3%, le

aspettative sull’inflazione italiana per l’anno 2012, coerentemente con il dispiegarsi degli

effetti delle manovre sulle imposte indirette approvate alla fine del 2011 e a seguito dei recenti

rincari delle materie prime.



133


Il primo trimestre del 2012 è stato caratterizzato da una parte da forti pressioni sul mercato

dei combustibili, in particolare quello petrolifero, e dall’altra da una crescente debolezza

nell’andamento del fabbisogno energetico, quale conseguenza dell’aggravarsi del quadro

congiunturale.

Sul fronte del mercato petrolifero, a partire dalla fine del 2011, è proseguita la corsa al rialzo del

prezzo del petrolio che si è mantenuto su valori elevati fino ad oggi: da 107,6 $/bbl di dicembre

2011, ha toccato il livello di 124,5 $/bbl a marzo 2012. Se si guardano i dati medi del primo

trimestre 2012 la quotazione media del Brent è stata pari a 118,3 $/bbl, +12% rispetto al valore

medio del primo trimestre 2011 (105,2 $/bbl).

Le variazioni del Brent in euro risultano ancor più amplificate a causa del rafforzamento del

dollaro nei primi tre mesi dell’anno in corso. Nel periodo in esame, infatti, il petrolio in €/bbl ha

subito un incremento del 17% portandosi ad una media pari a circa 90 €/bbl a fronte della

crescita del dollaro rispetto all’euro di oltre il 4%. Tale andamento è ascrivibile alle crescenti

tensioni fra Iran e Occidente ed alle conseguenze sugli altri paesi produttori, Arabia Saudita in

primis. La forte pressione al rialzo dei prezzi è funzione dei potenziali rischi di shortage di

offerta e dei timori del mercato che la limitata capacità produttiva in eccesso (spare capacity)

ad oggi disponibile non riesca a compensare tali diminuzioni. In particolare, l’IEA

(International Energy Agency) stima che la spare capacitydisponibile in gennaio presso i paesi

OPEC sia di 2,4 milioni di barili al giorno, a fronte di un consumo mondiale stimato ad oltre 89

milioni di barili al giorno nel 2012. Ad aggravare la situazione vi sono poi altri due fattori: da un

lato, la domanda interna di petrolio in Arabia Saudita continua ad aumentare, conseguenza del

graduale miglioramento delle condizioni di vita della popolazione, dall’altro, il livello di scorte

nei paesi OECD rimane molto basso (2,6 miliardi di barili, pari a 57,8 giorni di consumo) ed

inferiore al dato medio degli ultimi 5 anni.

Andamento mercato energetico

134



Energia elettrica

Per quanto attiene lo scenario del mercato elettrico nazionale, il fabbisogno netto di energia

elettrica in Italia del primo trimestre 2012 è stato pari a 83.045 GWh, in calo dell’1,9% rispetto

al corrispondente periodo dell’esercizio precedente. Oltre al perdurare della congiuntura

economica negativa, anche la termicità registrata nel trimestre ha influenzato in modo

significativo l’andamento mensile della richiesta di energia elettrica (temperature più rigide

della media nel mese di febbraio e più elevate nel mese di marzo). La flessione della domanda

nazionale ha comportato la riduzione della produzione netta dell’1,7% che si è attestata ad un

valore pari a 72.054 GWh. La produzione nazionale del trimestre, al netto dei pompaggi, ha

coperto l’86% della domanda, valore in linea rispetto a quanto registrato nel primo trimestre

2011, mentre le importazioni nette hanno soddisfatto il restante 14%.

Al decremento della produzione nazionale netta ha contribuito il pesante calo della

produzione idroelettrica (-3.681 GWh, -35% rispetto al primo trimestre 2011), legato alla

scarsa piovosità, e la contrazione della produzione termoelettrica, che ha raggiunto i 56.770

GWh (-2,6% rispetto allo stesso periodo del 2011). Tale andamento è stato in parte

compensato dall’importante espansione delle altre fonti rinnovabili, che rappresentano ora

una quota pari a circa il 12% della produzione nazionale. Le fonti rinnovabili hanno registrato

una notevole crescita con riferimento sia al deciso incremento delle produzioni fotovoltaiche,

più che triplicate nel confronto con il primo trimestre 2011 attestandosi ad un valore pari a

circa 3.574 GWh nel primo trimestre 2012, sia alle produzioni eoliche (+1.159 GWh di

incremento). In particolare, per il fotovoltaico, la potenza installata lorda è passata da 3.450

MW a fine 2010 a 12.750 MW nel 2011. Le produzioni geotermoelettriche rimangono invece

sostanzialmente invariate.

Nel trimestre in esame il saldo netto con l’estero si è ridotto del 2,6% legato all’andamento, nel

mese di febbraio, delle importazioni nette che hanno registrato un calo di quasi il 30% per via

dell’aumento dell’export dall’Italia alla Francia (quasi triplicato nel mese di febbraio 2012

rispetto al febbraio 2011). Tale fenomeno si spiega con l’ondata di freddo eccezionale,

registrata in Europa nella prima metà di febbraio, che ha spinto i prezzi spot francesi ai livelli

massimi degli ultimi 11 anni con un picco di prezzo pari a 1.938 €/MWh.

Con riferimento allo scenario prezzi, la quotazione media del PUN (Prezzo Unico Nazionale

Base Load) per il periodo gennaio-marzo 2012 si è attestata ad un livello di 81,4 €/MWh, con un

incremento del 22% rispetto al valore rilevato per lo stesso periodo dell’anno precedente

(pari a 66,49 €/MWh). In particolare, il prezzo dell’energia elettrica all’ingrosso è tornato a

crescere soprattutto nelle ore di alto carico (+25% il PUN in fascia F1 e +28% il PUN Peak Load).

Tale fenomeno conferma il trend di risalita dei prezzi iniziato dopo il crollo dei mercati

registrato nel corso del 2009 ed è influenzato dal rialzo del prezzo dei combustibili utilizzati

135



nella generazione (gas in particolare) legati al prezzo del Brent. Nonostante l’aumento dei

prezzi sul mercato all’ingrosso lo Spark Spread per il periodo in esame ha subito una

contrazione imputabile al non completo trasferimento sui prezzi dell’energia elettrica

dell’incremento del costo dei combustibili sopra menzionato.

Gas metano

Nel corso del primo trimestre del 2012 la domanda di gas naturale in Italia ha fatto registrare

una riduzione del 2,2% rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente, attestandosi a

27.434 Mmc. L’import ha rappresentato circa l’89% del fabbisogno al netto dell’andamento

dello stoccaggio mentre la produzione nazionale ha coperto la restante parte. Tale dinamica è

da attribuirsi alla flessione negli usi termoelettrici che si sono ridotti nel periodo in esame di

circa 700 Mmc (-9,1%) rispetto al primo trimestre 2011, per via delle minori produzioni delle

centrali termoelettriche a gas. I consumi del settore industriale sono rimasti stabili (3.732

Mmc), con una performance migliore rispetto all’andamento del PIL italiano atteso per il

trimestre, attestandosi comunque su valori ancora lontani dai livelli pre-crisi. Infine, si rileva

un consumo per servizi e usi civili in leggero aumento rispetto allo stesso trimestre dell’anno

precedente, fortemente condizionato dall’andamento anomalo delle temperature registrate

nei mesi di febbraio e di marzo.

Nei primi 15 giorni del mese di febbraio si sono verificate alcune tensioni sul mercato, in

concomitanza con il perdurare delle condizioni climatiche sfavorevoli e delle temperature

rigide in tutta Europa. In tale contesto, si sono verificate delle riduzioni fino al 30% dei flussi di

gas provenienti dalla Russia. Durante tale periodo anche il terminale di Rovigo, che copre il

10% della domanda Italiana, non ha funzionato a regime, in quanto le avverse condizioni

meteo-marine non rendevano possibile l’attracco di navi metaniere alla banchina di scarico.

Gli operatori hanno fatto fronte a queste riduzioni di disponibilità di gas massimizzando le

erogazioni da stoccaggio e le importazioni provenienti da altri metanodotti, mentre, al fine di

ridurre contestualmente la domanda di gas, il Mse e l’Autorità sono intervenuti disponendo il

distacco dei clienti cd. interrompibili e limitando il funzionamento degli impianti

termoelettrici.

Con riferimento all’andamento dei prezzi del gas (riferimento Gas Release 2007), si riscontra

l’effetto della pronunciata crescita del Brent in €/bbl. La formula Gas Release 2007 è infatti

cresciuta di oltre il 35% rispetto al primo trimestre 2011 ed il prezzo al Punto di Scambio

Virtuale (PSV) ha registrato un aumento del 26% rispetto allo stesso periodo dell’anno

precedente.

136

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 6,6 GW(1);

• Energy Management: attività di compravendita di energia elettrica e di combustibili,

gassosi 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

elettrica 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:

(1) Include il 20% degli impianti Edipower e gli impianti di EPCG.

Filiera Energia


137

Energia

Impianti termoelettricied idroelettrici

Energy Management

Vendita di Energia Elettrica e Gas

Società del Gruppo A2A consolidate

• Abruzzoenergia

• A2A Energia

• A2A Trading

• Plurigas

• Aspem Energia

• EPCG

Recente evoluzione normativa nel settore dell’energia elettrica

Concessioni idroelettriche di grande derivazione

L'Unione Europea, con nota del 15 marzo 2011, ha emesso una lettera di costituzione in mora

nei confronti della Repubblica Italiana a causa delle modalità di proroga previste dalla Legge n.

122 del 2010, ritenute contrarie alle norme europee in materia di libertà di stabilimento. In

particolare, la legge citata prevedeva una proroga generalizzata di 5 anni di tutte le

concessioni, ed una ulteriore proroga di 7 anni da concedere al verificarsi di determinate

condizioni.

La procedura di infrazione 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,

dichiarando l’illegittimità:

• delle disposizioni di cui alla Legge n. 122/10 volte a prorogare le concessioni di grande

derivazione 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

modificato 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

infrastrutture 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

“prosecuzione temporanea” da parte di A2A S.p.A. dell’esercizio delle derivazioni e degli

impianti idroelettrici di Stazzona, Lovero e Grosotto, considerate scadute, nonostante le

citate disposizioni della norma statale, 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 la determinazione, tra l’altro, del canone aggiuntivo da


Filiera Energia

138

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, in data 24 febbraio 2011, il Consiglio dei Ministri ha deliberato l’impugnazione, dinanzi

alla Corte Costituzionale, di alcune delle disposizioni adottate con la citata Legge della Regione

Lombardia 23 dicembre 2010 n. 19, in particolare gli articoli 3, commi 2 e 14, commi 3, 7, 8, 9 e

10, in quanto lesive delle competenze statali.

Con Sentenza n. 339/2011 la Corte Costituzionale ha dichiarato l’incostituzionalità delle norme

impugnate. Di conseguenza restano in vigore, tra l’altro, i commi 4 e 5 dell’art. 53-bis

introdotto con la legge appena citata che prevedono la prosecuzione temporanea

dell’esercizio per le 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 s’è recentemente pronunciata, ma da A2A S.p.A. con ricorso

incidentale nell’ambito del giudizio promosso contro la delibera di Giunta regionale della fine

dell’anno 2010 avanti al TSAP, il quale ad oggi, non si è ancora pronunciato in merito.

Con riferimento alle tempistiche relative alle imminenti gare, l’impianto normativo, a valle

delle sentenze citate, si presenta piuttosto lacunoso e caratterizzato da un ritorno de facto

alle regole definite dal D.Lgs. n. 79/99. Di conseguenza il legislatore, con l’art. 24-bis della Legge

24 marzo 2012, n.27 (cd. D.L. Liberalizzazioni) ha provveduto a fissare al 30 aprile 2012 il

termine entro cui i Ministeri competenti dovranno 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.

Infine, con Decreto del 30 novembre 2011 del Ministero dell'ambiente e della tutela del

territorio 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

kW 220 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.


Filiera Energia

139

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.

Remunerazione della capacità produttivaIl 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

rendono disponibile capacità produttiva per le esigenze di equilibrio del sistema, a fronte

dell’adempimento all’impegno di rendere disponibile capacità produttiva 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

riferimento posto pari ai ricavi che il medesimo produttore avrebbe ottenuto nel precedente

regime amministrato.

Con la Delibera ARG/elt n. 166/10 è stata rivista la formula per il calcolo dell’ulteriore

corrispettivo, di cui all’art. 48 dell’allegato A alla Delibera n. 111/06. Poiché la modalità di calcolo

prevista risulta essere discriminante e distorsiva dei meccanismi di funzionamento dei

mercati di riferimento, A2A Trading S.r.l. ha presentato dinnanzi al TAR ricorso avverso

l’Autorità per l’abrogazione di tale previsione.

Nel frattempo, con Delibera ARG/elt n. 98/11, a chiusura delle numerose consultazioni

succedutesi sul tema, l’Autorità ha definito i criteri e le condizioni per la disciplina del sistema

di remunerazione 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 sostituirà 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 regolamento.


Filiera Energia

140

Risorse essenziali per la sicurezza del sistema elettrico

Con Delibere ARG/elt n. 8/11 e ARG/elt n. 110/11, l’Autorità ha modificato la Delibera n. 111/06, in

materia di determinazione dei corrispettivi riconosciuti agli impianti essenziali per la sicurezza

del sistema elettrico (impianti i cui titolari abbiano chiesto l’applicazione della modalità di

remunerazione ordinaria), con particolare riferimento alle condizioni di offerta dell’energia

prodotta da unità ammesse alla reintegrazione dei costi e ad alcune modalità di

quantificazione delle variabili utilizzate dal meccanismo di remunerazione.

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

ulteriori decreti ministeriali (per la maggior parte a cura di Mse e Minambiente), ad oggi non

ancora pubblicati.

Prezzo di offerta Certificati Verdi nella titolarità del Gse - anno 2012

Con Delibera n. 11/2012/R/efr, in applicazione dei criteri di cui alla Delibera ARG/elt n. 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 euro/MWh (per il 2011, ai sensi della Delibera ARG/elt n. 5/11,

tale valore era stato fissato pari a 66,90 euro/MWh).

Riconoscimento degli oneri derivanti dalla produzione da impiantialimentati 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

cessione. Con Delibera n. 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 euro/MWh.


Filiera Energia

141


Filiera Energia

Emissions Trading

Ai sensi della Direttiva Europea n. 2003/87/CE, dal 1° gennaio 2005 i gestori di impianti che

emettono 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, per

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'assegnazione 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).

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 trasmesse all’AEEG

dal Comitato Nazionale per la gestione della Direttiva n. 003/87/CE, riconoscendo una

valorizzazione per ogni quota di emissione che tenga conto delle medie aritmetiche dei prezzi

giornalieri 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 di riferimento previsti dal D.

Lgs. n. 216/2006. Attualmente è in vigore la Decisione di assegnazione per il periodo 2008-2012.

E’ stato infine pubblicato nella Gazzetta Ufficiale 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'istituzione di un Registro europeo delle emissioni e dei trasferimenti di sostanze

inquinanti e che modifica le Direttive nn. 91/689/CEE e 96/61/CE.

Prezzo di cessione energia elettrica per i titolari di impianti inconvenzione CIP 6/92La Legge n. 99/09 ha previsto che, a decorrere dall’anno 2009, il valore della componente

relativa al Costo Evitato di Combustibile (CEC) del prezzo di cessione dell’energia CIP 6,

spettante ai titolari di impianti convenzionati, da riconoscere in acconto fino alla fissazione del

valore annuale di conguaglio, sia determinato con decreto Mse, su proposta dell’Autorità.

Inoltre, la norma ha chiarito che tali aggiornamenti debbano essere effettuati sulla base di

periodi trimestrali di registrazione delle quotazioni dei prodotti del paniere di riferimento

della componente convenzionale relativa al valore del gas naturale di cui alla Delibera n.

154/08.

142


Filiera Energia

Green Pricing

Con Delibera ARG/elt n. 104/11, l’Autorità ha definito le informazioni necessarie in ogni

contratto 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, affinchè

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 n. 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 strumenti 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, introdotte alcune modifiche al Codice di condotta commerciale, per quanto attiene

alla predisposizione del materiale promozionale ed informativo delle offerte di energia,

nonché alcune previsioni in merito ai prospetti che con cadenza quadrimestrale il venditore è

tenuto a pubblicare in bolletta.

Con Delibera ARG/elt n. 179/11 l’Autorità ha sancito l’avvio della disciplina approvando la

procedura tecnica e le procedure concorrenziali redatte dal Gse e finalizzate rispettivamente

all’applicazione delle disposizioni contenute nella sopra citata Delibera ARG/elt n. 104/11, ed

all’assegnazione delle Garanzie di Origine nella disponibilità del medesimo Gse.

Regolazione settore energia elettrica in MontenegroL'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

trasmissione 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

apportato alcune variazioni alla normativa con le quali, tra l’altro, ha posticipato al 1° agosto

2012 l'avvio del periodo regolatorio, ed ha modificato la modalità di calcolo del costo

dell’energia ceduta ai clienti finali, limitatamente alla quota generata da fonti domestiche.

La nuova metodologia introduce nella normativa montenegrina elementi regolatori analoghi a

quelli vigenti nei principali paesi europei, quali la definizione di periodi regolatori pluriennali,

l’introduzione di metodologie di valorizzazione del capitale e del tasso di remunerazione, e

143


Filiera Energia

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

asset 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.

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

Riassetto del mercato e 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 n. 45/11.

Le prime analisi effettuate con riferimento agli esiti della piattaforma del mercato di

bilanciamento del gas (PB-Gas) evidenziano 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

disposta dal Ministero dello sviluppo economico in data 6 febbraio 2012, tali prezzi non hanno

rilevato la carenza di gas del sistema nazionale. Ciò in ragione del fatto che tale mercato 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 n. 32/12, ha introdotto 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.

Permane, infine, il contesto di incertezza normativa relativamente alla disciplina delle garanzie

144

richieste agli operatori al fine di operare nel mercato del bilanciamento. A tal fine si rammenta

che la disciplina disegnata dalla società Snam Rete Gas era, infatti, stata impugnata da alcuni

operatori in quanto ritenuta eccessivamente onerosa. Il mercato del bilanciamento risulta

quindi, ad oggi, privo di un relativo sistema di garanzie.

Fornitura gas

Condizioni economiche servizio di tutela

È tuttora in corso il contenzioso in merito alla Delibera ARG/gas n. 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 n. 77/11, la quale ha disposto la

proroga fino al 30 settembre 2012 del meccanismo previsto dalla Delibera ARG/gas n. 89/10,

sebbene il valore del coefficiente k sia stato leggermente innalzato (da 0,925 a 0,935).

L’udienza di merito in relazione a tale contenzioso non risulta ad oggi ancora fissata dal TAR

della Lombardia.

Con Deliberazione n. 116/2012/R/gas l’AEEG è poi nuovamente intervenuta nel processo di

revisione 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 infrastrutture 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

commercializzazione del gas all’ingrosso) e QEt (corrispettivo variabile a copertura dei costi di

approvvigionamento del gas nel trimestre t), ridefinisce i criteri di determinazione di

quest’ultimo introducendo 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.

Si rammenta infine che, con Delibera ARG/gas n. 200/11 l’Autorità è altresì intervenuta infine in

materia di commercializzazione del gas naturale al dettaglio, rivedendo le attuali metodologie

di determinazione della relativa componente QVD applicata ai clienti finali nell’ambito del

servizio di tutela gas differenziandone i valori a seconda della tipologia di cliente finale


Filiera Energia

145


Filiera Energia

domestico e non domestico a cui è applicata, ed a definirne le modalità di remunerazione degli

esercenti il servizio di tutela.

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 n. 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 n. 71/11 l’Autorità, sulla base di quanto stabilito dal D. Lgs. n. 93/11, ha

modificato la Delibera ARG/gas n. 64/09 e ridefinito il perimetro dei clienti finali aventi diritto

al servizio 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.

Il D.L. n. 1/2012 recante “Disposizioni urgenti per la concorrenza, lo sviluppo delle

infrastrutture e la competitività” (cd. D.L. Liberalizzazioni), all’articolo 7, prevede che il regime

di tutela dalle pratiche commerciali ingannevoli e aggressive previsto dal Codice del consumo

per i consumatori-persone fisiche sia esteso anche alle microimprese.

L’articolo 6 del D.L. Liberalizzazioni apporta poi modifiche e integrazioni relativamente alla

disciplina dell’azione di classe, di cui all’articolo 140 bis del Codice del consumo. A tale

proposito l’articolo sopra citato prevede che l’azione di classe tuteli, oltre ai diritti individuali

omogenei dei consumatori e degli utenti, anche gli “interessi collettivi”, di fatto prevedendo

una legittimazione ad agire delle associazioni dei consumatori. Inoltre, l’articolo 8 del

medesimo decreto dispone che le carte di servizio dei gestori dei servizi pubblici, anche locali,

o di un’infrastruttura “necessaria per l’esercizio di attività d’impresa o per l’esercizio di un

diritto della persona costituzionalmente garantito” debbano indicare in modo specifico i

diritti, anche di natura risarcitoria, che gli utenti possono esigere nei confronti dei gestori. Il

compito di definire gli specifici diritti da includere nelle carte di servizio è affidato alle Autorità

indipendenti di regolazione e a ogni altro ente pubblico, anche territoriale, dotato di

competenze di regolazione sui servizi pubblici.

Integrità e trasparenza nel mercato all’ingrosso: il Regolamento europeo REMIT

Al termine di un articolato iter legislativo, il 25 ottobre scorso il Parlamento ed il Consiglio

Europeo hanno adottato il nuovo Regolamento UE n. 1227/2011 concernente l’integrità e la

trasparenza del mercato dell’energia all'ingrosso (REMIT), finalizzato ad istituire un quadro

146


Filiera Energia

giuridico uniforme a livello europeo per la prevenzione degli abusi e delle manipolazioni del

mercato nel settore energetico 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

"manipolazione di mercato" per i prodotti energetici all'ingrosso, nonché impone agli

operatori di rendere note le cd. “informazioni privilegiate”. L’organo deputato al

monitoraggio sulle operazioni 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

“informazioni 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

negativamente, 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.

147

Dati quantitativi-settore energia elettrica

Di seguito si riporta una sintesi dei dati quantitativi relativi alla filiera energia.

GWh 31 03 2012 31 03 2011 Variazioni % 2012/2011

FONTI

Produzioni nette 2.771 3.146 (375) (11,9%)

– produzione termoelettrica 2.265 2.431 (166) (6,8%)

– produzione idroelettrica 506 715 (209) (29,2%)

Acquisti 9.002 9.423 (421) (4,5%)

– acquirente unico 747 811 (64) (7,9%)

– borsa 2.657 2.903 (246) (8,5%)

– mercati esteri 3.464 3.829 (365) (9,5%)

– altri acquisti 2.134 1.880 254 13,5%

TOTALE FONTI 11.773 12.569 (796) (6,3%)

USI

Vendite mercato tutelato 747 811 (64) (7,9%)

Vendite a clienti idonei e grossisti 4.578 4.814 (236) (4,9%)

Vendite in borsa 3.136 3.799 (663) (17,5%)

Vendite mercati esteri 3.312 3.145 167 5,3%

TOTALE USI 11.773 12.569 (796) (6,3%)

Nota: i dati relativi alle vendite sono riportati al lordo delle perdite. Non sono inclusi i dati quantitativi relativi al Gruppo EPCG.

Nel primo trimestre 2012 la produzione di energia elettrica del Gruppo è stata pari a 2.771 GWh,

a cui si aggiungono acquisti per 9.002 GWh, per una disponibilità complessiva di 11.773 GWh.

La produzione è risultata in diminuzione rispetto ai primi tre mesi dell’esercizio precedente

dell’11,9%.

A tale flessione hanno contribuito il calo della produzione idroelettrica (-209 GWh rispetto al

primo trimestre 2011) attribuibile alla scarsa piovosità, e la contrazione della produzione

termoelettrica (-166 GWh), determinata dal minor fattore di carico delle centrali a ciclo

combinato.

Gli acquisti di energia elettrica si sono ridotti del 4,5% rispetto ai primi tre mesi del 2011,

passando da 9.423 GWh a 9.002 GWh. Le minori vendite sui mercati retaile wholesales (-4,9%)

e sulla piattaforma Ipex (-17,5%) sono state parzialmente compensate dalla crescita delle

quantità di energia elettrica intermediata sui mercati esteri (+5,3%).


Filiera Energia

148

Di seguito si riporta una sintesi dei dati quantitativi relativi al settore energia elettrica del

Gruppo EPCG:

GWh 31 03 2012 31 03 2011 Variazioni % 2012/2011

FONTI

Produzioni 709 1.118 (409) (36,6%)

– produzione termoelettrica 399 379 20 5,3%

– produzione idroelettrica 310 739 (429) (58,1%)

Import e altre fonti 488 215 273 n.d.

– import 335 272 63 23,2%

– altre fonti 13 7 6 85,7%

– EPS (Società Elettrica Serba) 140 (64) 204 n.d.

TOTALE FONTI 1.197 1.333 (136) (10,2%)

USI

Consumi mercato domestico 917 926 (9) (1,0%)

Perdite di rete 243 222 21 9,5%

Altri usi 20 4 16 n.d.

Export 8 154 (146) (94,8%)

EPS (Società Elettrica Serba) 9 27 (18) (66,7%)

TOTALE USI 1.197 1.333 (136) (10,2%)

Nel trimestre in esame la produzione di energia elettrica del Gruppo EPCG è stata pari a 709

GWh, a cui si aggiungono acquisti per 488 GWh, per una disponibilità complessiva di 1.197 GWh.

La flessione della produzione idroelettrica è attribuibile alle minori produzioni degli impianti

del Gruppo EPCG che, nel trimestre in esame, sono risultate inferiori di circa il 60% rispetto al

primo trimestre del 2011 a causa di una stagione eccezionalmente secca.

Il consistente calo della produzione idroelettrica, a fronte di una sostanziale stabilità della

domanda interna, ha determinato l’incremento delle quantità importate (+63 GWh) e

della produzione degli impianti a carbone (+20 GWh), nonché una riduzione delle

esportazioni (-146 GWh).


Filiera Energia

149

Dati quantitativi-settore gas

Milioni di mc 31 03 2012 31 03 2011 Variazioni % 2012/2011

FONTI

Approvvigionamenti 1.810 1.655 155 9,4%

Prelievi da magazzino 518 392 126 32,1%

Autoconsumi /GNC (6) (13) 7 (53,8%)

TOTALE FONTI 2.322 2.034 288 14,2%

USI

Usi finali 763 770 (7) (0,9%)

Usi termoelettrici 340 388 (48) (12,4%)

Usi calore 124 118 6 5,1%

Grossisti 1.095 758 337 44,5%

TOTALE USI 2.322 2.034 288 14,2%

Nota: le quantità sono esposte a mc standard riportati al PCS di 38100 MJ alla riconsegna.

Nel trimestre in esame, i volumi di gas commercializzati sono risultati in crescita del 14,2%

rispetto al primo trimestre dell’anno precedente. Tale incremento, determinato dai maggiori

volumi venduti sul mercato all’ingrosso, è stato parzialmente compensato dai minori

fabbisogni delle centrali termoelettriche del Gruppo. I volumi venduti ai clienti finali risultano

invece sostanzialmente in linea rispetto allo stesso periodo dell’esercizio 2011.

Dati economici


Ricavi 1.600 1.404 196


% su Ricavi 4,9% 6,7%

Ammortamenti e Accantonamenti (34) (56) 22


% su Ricavi 2,8% 2,7%

Investimenti 7 4 3

Nel primo trimestre 2012 la Filiera Energia ha evidenziato ricavi per 1.600 milioni di euro, di cui

75 milioni di euro attribuibili al Gruppo EPCG (1.404 milioni di euro nel primo trimestre 2011, di

cui 90 milioni di euro relativi al Gruppo EPCG).

Il Margine operativo lordo, pari a 79 milioni di euro, evidenzia una flessione di 15 milioni di euro

rispetto al primo trimestre dell’anno precedente: la contrazione della marginalità nel

comparto elettrico (-26 milioni di euro) è stata solo parzialmente compensata dalla crescita

del margine nel comparto gas (+11 milioni di euro).


Filiera Energia

150

Il Margine operativo lordo del settore elettrico, al netto del contributo della controllata

montenegrina EPCG, risulta in linea rispetto al primo trimestre 2011 (38 milioni di euro). La

buona performance del portafoglio industriale, che ha beneficiato di un miglioramento degli

spread tra i prezzi di vendita e il costo del combustibile, anche grazie ad un’attenta gestione

delle fonti di approvvigionamento del gas, è stata compensata dalla flessione della marginalità

rilevata sul portafoglio di trading, derivante dalla forte volatilità dei prezzi sulle Borse Europee

verificatasi in alcuni periodi del trimestre in esame.

Il contributo del settore energia elettrica di EPCG, nel primo trimestre 2012, risulta in calo di 26

milioni di euro rispetto ai primi tre mesi dell’esercizio precedente. Tale diminuzione è

prevalentemente attribuibile alle minori produzioni idroelettriche registrate nel primo trimestre

2012, per le ragioni sopra menzionate, e al conseguente incremento delle quantità di energia

elettrica importata, in un contesto di mercato caratterizzato da prezzi crescenti.

Il comparto gas ha conseguito un margine superiore di 11 milioni di euro rispetto al

corrispondente trimestre dell’anno precedente.

Gli Ammortamenti e accantonamenti sono risultati pari a 34 milioni di euro (56 milioni di euro

al 31 marzo 2011). Tale variazione è attribuibile sia alla diminuzione degli ammortamenti del

periodo, sia al rilascio di fondi rischi su crediti precedentemente accantonati.

In conseguenza delle dinamiche sopra esposte, il Risultato operativo netto si è attestato a 45

milioni di euro (di cui -1 milione di euro relativo al settore energia elettrica del Gruppo EPCG),

in crescita di 7 milioni di euro rispetto al medesimo periodo dell’esercizio precedente.

Nel primo trimestre dell’anno gli Investimenti sono risultati complessivamente pari a 7 milioni

di euro e hanno riguardato principalmente gli interventi di manutenzione straordinaria presso

le centrali idroelettriche di Timpagrande (lavori di ammodernamento e sostituzione

componenti di turbina Gruppo 2 per 0,9 milioni di euro), di Satriano (1,8 milioni di euro relativi

al rifacimento della vasca ed opera di presa Cardinale), nonché degli altri impianti della

Calabria (0,3 milioni di euro) e della Valtellina (1,3 milioni di euro).

Sono stati inoltre realizzati interventi di manutenzione straordinaria sulle centrali

termoelettriche di Gissi (0,8 milioni di euro), di Cassano D’Adda (0,6 milioni di euro), di

Monfalcone (0,5 milioni di euro principalmente relativi ad interventi di adeguamento dei

Gruppi 1 e 2) e di Ponti sul Mincio (0,1 milioni di euro).

Il Gruppo EPCG ha realizzato, nel trimestre in esame, 0,9 milioni di euro di investimenti

sull’impianto termoelettrico di Pljevlja (0,7 milioni di euro) e sugli impianti idroelettrici di

Perucica (0,1 milioni di euro) e Piva (0,1 milioni di euro).


Filiera Energia

151


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:


152

Calore e Servizi


Reti diTeleriscaldamento

Venditacalore e altri servizi


• A2A Calore & Servizi

• Proaris

• Gruppo Coriance

• 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

relative 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 ed LT al di sopra delle soglie ivi previste) sarebbero stati considerati aventi la

qualifica di cogenerazioni ad alto rendimento, ed era stato previsto per tali produzioni

l'accesso al sistema dei Certificati Bianchi.

Con la Legge Sviluppo era stata, inoltre, prevista una durata decennale per il regime di

sostegno, 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 dunque dopo il 15 agosto 2009).

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.

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

amministrato (in questo caso non saranno poi cedibili ai soggetti obbligati, ma saranno

contabilizzati 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.

La misura è cumulabile solo con fondi di garanzia, detassazione e altri contributi in conto capitale.

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

153

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 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

rispettano i criteri definiti all’Autorità ai sensi dell’articolo 2, comma 8, del Decreto Legislativo

n. 79/99 (cioè con la deliberazione 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 n. 181/11, ha confermato i valori vigenti dei parametri di

riferimento 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

parzialmente 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 n.

181/11, dispone che, ai fini dell’applicazione della priorità di dispacciamento di cui alla

Deliberazione 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

introdotto 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.

La legge n. 44 del 26 aprile 2012, di conversione del D.L. n. 16/12, ha stabilito che alla produzione

combinata di energia elettrica e calore dal 1º gennaio al 31 dicembre 2012, per l’individuazione

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 per cento.

Pertanto, per il 2012, è prevista una riduzione del coefficiente forfettario da 0,250 mc/kwh a 0,22

mc/kwh.



154

Si riporta di seguito una sintesi dei principali dati quantitativi ed economici della filiera.

Dati quantitativi

GWht 31 03 2012 31 03 2011 Variazioni % 2012/2011

FONTI

Impianti di: 919 859 60 7,0%

- Lamarmora 296 300 (4) (1,3%)

- Famagosta 76 77 (1) (1,3%)

- Tecnocity 28 32 (4) (12,5%)

- Impianti Coriance 321 284 37 13,0%

- Altri impianti 198 166 32 19,3%

Acquisti da: 607 580 27 4,7%

- terzi 244 248 (4) (1,6%)

- altre filiere 363 332 31 9,3%

TOTALE FONTI 1.526 1.439 87 6,0%

USI (*)

Vendite ai clienti finali 1.526 1.439 87 6,0%

TOTALE USI 1.526 1.439 87 6,0%

(*) 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.

Nei primi tre mesi del 2012 le vendite di calore ai clienti finali sono cresciute del 6,0% rispetto

al primo trimestre del 2011, principalmente a seguito delle nuove volumetrie allacciate nelle

aree di Milano e Bergamo. Di conseguenza anche le produzioni e gli acquisti di calore sono

aumentati rispettivamente di 60 GWh termici e di 27 GWh termici.

Dati economici


Ricavi 192 166 26

Margine Operativo Lordo 53 48 5

% su Ricavi 27,6% 28,9%

Ammortamenti e Accantonamenti (13) (13) –


% su Ricavi 20,8% 21,1%

Investimenti 24 13 11



155

Nel periodo in esame i ricavi si sono attestati a 192 milioni di euro (166 milioni di euro al 31

marzo 2011).

Il Margine operativo lordo, pari a 53 milioni di euro, registra una crescita di 5 milioni di euro

rispetto al primo trimestre 2011. Tale andamento, sostanzialmente attribuibile ai maggiori

volumi venduti nel Comparto Teleriscaldamento, per effetto delle nuove volumetrie

allacciate, è stato solo in parte compensato dagli effetti di una stagione termica mite. Alla

crescita della marginalità ha inoltre contribuito la buona performance dell’attività di gestione

degli impianti di riscaldamento di proprietà dei clienti finali.

Gli Ammortamenti e accantonamenti sono risultati pari a 13 milioni di euro, in linea rispetto al

primo trimestre 2011.

Alla luce delle dinamiche sopra esposte il Risultato operativo netto si è attestato a 40 milioni di

euro (in crescita di 5 milioni di euro rispetto al medesimo periodo dell’esercizio precedente).

Gli Investimenti del trimestre, pari a circa 24 milioni di euro, hanno riguardato principalmente

interventi di sviluppo e di manutenzione straordinaria delle reti di teleriscaldamento (6 milioni

di euro) e degli impianti di cogenerazione (3 milioni di euro) nelle aree di Milano, Brescia,

Bergamo e Varese. Il Gruppo Coriance ha realizzato investimenti per 15 milioni di euro,

prevalentemente riconducibili alla realizzazione della centrale di cogenerazione a biomassa di

Drome.

Si segnala che l’acquisizione del ramo d’azienda Tecnovalore da parte della controllata A2A

Calore & Servizi S.r.l. ha comportato un’incremento delle immobilizzazioni pari a 7 milioni di

euro.



156

La Filiera Ambiente include le attività relative all’intero ciclo della gestione dei rifiuti. Di

seguito si riporta una breve descrizione di tali attività:

• Raccolta e spazzamento: pulizia delle strade e prelievo dei rifiuti per il trasporto a

destinazione;

• Trattamento: attività svolta in centri dedicati, finalizzata al recupero o alla

trasformazione 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

combustione 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


157

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 disposizioni

di cui all’articolo 23-bis (in materia di servizi pubblici locali di rilevanza economica) della Legge n.

133/08(2), come modificato dal Decreto Legge n. 135/09 (cd. Obblighi Comunitari) convertito con

Legge n. 166/09.

Si segnala inoltre che 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 scorsi, peraltro, l’art. 23-bis

della Legge n. 133/08 è in attesa di formale abrogazione.

Per ulteriori approfondimenti a riguardo, si rimanda a quanto riportato nella sezione Rischi ed

incertezze.

Testo Unico dell’Ambiente

Il Decreto Legislativo 3 aprile 2006 n. 152, “Norme in materia ambientale” (come

successivamente 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

regolamentari 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

particolare interesse è la norma relativa alle nuove modalità di classificazione dei rifiuti, che

richiede 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.

La Legge del 24 marzo 2012 n. 28 (Conversione in legge con modificazioni del D.L. n. 2/2012,

recante misure straordinarie e urgenti in materia ambientale) ha introdotto alcune

disposizioni relative allo smaltimento dei rifiuti provenienti dagli Stabilimenti di


Filiera Ambiente

158

(2) 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.

Tritovagliatura ed Imballaggio Rifiuti (STIR) delle Regione Campania e destinati fuori Regione

rendendo possibile lo stesso mediante intesa tra la Regione Campania e la singola Regione

interessata, 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.

Sistema di controllo della tracciabilità dei rifiuti

Con Decreto Ministeriale 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

riducendo i costi sostenuti dalle imprese e gestisce in modo innovativo ed efficiente un

processo complesso e variegato con garanzie di maggiore trasparenza, conoscenza e

prevenzione dell’illegalità.

Con Legge n. 148/2011, in vigore dal 17 settembre 2011, il Parlamento ha ripristinato il SISTRI,

abrogato dal Decreto Legge Anticrisi. Il termine di entrata in operatività del SISTRI è stato

inoltre prorogato dall’articolo 13 comma 3, del Decreto Legge 29 dicembre 2011 n. 216 (cd.

“Milleproroghe”) al 2 aprile 2012.

Con Decreto del Ministero dell’Ambiente del 10 novembre 2011 n. 219 sono infine state

introdotte semplificazioni operative.

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

conseguimento 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).


Filiera Ambiente

159

Regione Lombardia

In ottemperanza alle disposizioni di cui all’art. 19, comma 3, della Legge Regionale 12 dicembre

2003 n. 26, che stabilisce che la “pianificazione regionale” sia costituita dall’Atto di Indirizzo e

dal Programma Regionale di Gestione dei Rifiuti (PRGR), il Consiglio Regionale della

Lombardia, con Delibera n. 280 dell' 8 novembre 2011, ha approvato in via definitiva l'Atto di

Indirizzo regionale in materia di Rifiuti. La Giunta Regionale può procedere con la redazione

degli atti costituenti il Programma di Gestione.

Con DGR del 16 novembre 2011 la Regione Lombardia ha poi approvato nuove modalità,

contenuti e tempistiche per la compilazione dell’applicativo O.R.SO. (Osservatorio Rifiuti

SOvraregionale) relativo alla raccolta dei dati di produzione e gestione dei rifiuti urbani e dei

rifiuti gestiti dagli impianti in Regione.

La Regione ha altresì 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.

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

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.


Filiera Ambiente

160


Dati quantitativi

31 03 2012 31 03 2011 Variazioni % 2012/2011

Rifiuti raccolti (Kton)* 232 242 (10) (4,1%)

Rifiuti smaltiti (Kton) 635 670 (35) (5,2%)

Energia elettrica venduta (GWh) 304 316 (12) (3,8%)

Calore ceduto (GWht)** 388 360 28 7,8%

(*) Rifiuti raccolti nei Comuni di Milano, Brescia, Bergamo e Varese.(**) Quantità rilevate a bocca di centrale.

Nel primo trimestre 2012 si è osservata una flessione delle quantità di rifiuti raccolti del 4,1%

rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente. In riduzione anche le quantità di rifiuti

smaltiti (-5,2%), in particolare per i minori conferimenti, sia di rifiuti industriali che di rifiuti

urbani, nelle discariche del Gruppo.

Sono risultate invece superiori, rispetto al primo trimestre 2011, le produzioni di calore degli

impianti di termovalorizzazione (+28 GWh termici). Tale incremento 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 medesimo periodo del 2011.

Dati economici


Ricavi 210 210 –


% su Ricavi 33,8% 36,2%



% su Ricavi 23,8% 23,3%

Investimenti 8 3 5

Nel primo trimestre dell’esercizio 2012 la Filiera Ambiente ha registrato ricavi per 210 milioni

di euro (210 milioni di euro al 31 marzo 2011).

Il Margine operativo lordo, pari a 71 milioni di euro, risulta in lieve flessione rispetto al primo

trimestre 2011 (76 milioni di euro). Tale dinamica è prevalentemente attribuibile alla perdita

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


Filiera Ambiente

161

Gli Ammortamenti e accantonamenti sono risultati pari a 21 milioni di euro, in riduzione di 6

milioni di euro rispetto al primo trimestre 2011.

Alla luce delle dinamiche sopra esposte il Risultato operativo netto è stato pari a 50 milioni di

euro, in linea rispetto ai primi tre mesi dell’esercizio precedente (49 milioni di euro al 31 marzo

2011).

Gli Investimenti del periodo, pari a 8 milioni di euro, si riferiscono principalmente a mezzi e

contenitori per la raccolta (5 milioni di euro) e ad interventi di sviluppo e mantenimento su

impianti di trattamento e discariche (2 milioni di euro).


Filiera Ambiente

162

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

descrizione 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


163

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


Filiera Reti

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’affidamento 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 e provvede a fornirne il

dettaglio per Regione nell’Allegato 1.

Tuttavia, l’identificazione puntuale dei singoli Comuni facenti parte di ogni Ambito Territoriale

Minimo è stata rimandata ad un successivo decreto del Ministro dello sviluppo economico, il

cd. “Allegato 2”, pubblicato in G.U. 28 ottobre 2011. I criteri sottostanti l’identificazione dei

Comuni inclusi nei singoli ambiti prevedono un numero massimo di 50 Comuni per gli Ambiti

con almeno 50.000 clienti effettivi; inoltre, i Comuni alimentati dallo stesso impianto di

distribuzione saranno inseriti nello stesso Ambito. Con riferimento alla definizione degli

ambiti verranno altresì tenuti in considerazione parametri quali la densità di popolazione e le

specificità territoriali.

Il legislatore, con il D. Lgs. n. 93 del 1° giugno 2011 (cd. Terzo Pacchetto Energia), ha specificato

che, con riferimento alle 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

lettere di invito siano state inviate, esse potranno essere svolte in base alle procedure

applicabili alla data della loro indizione, sempre che tali documenti includano i criteri di

valutazione dell’offerta e del valore di rimborso del gestore uscente. Le gare non rientranti

nella precedente fattispecie, indette quindi dal 29 giugno 2011, dovranno invece 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 vedersi 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, pubblicato in G.U. il 27 gennaio 2012, i ministeri competenti

164


Filiera Reti

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

19 gennaio 2011. In particolare, il legislatore ha individuato i compiti e le competenze 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.

A seguito della pubblicazione del Decreto sopra citato, con deliberazione n. 77/2012/R/gas

l'Autorità per l'Energia Elettrica e il Gas ha avviato un procedimento finalizzato all'emanazione

dei provvedimenti attuativi degli adempimenti posti in capo all’AEEG. I principali compiti ad

essa affidati consistono nella redazione del contratto di servizio tipo, nell’individuazione dei

criteri per il calcolo del contributo una tantum a favore della stazione appaltante, nella

definizione della modulistica di scambio dei dati relativi alle consistenze fisiche, e infine di

definizione del prezziario con il quale dovranno essere valorizzati i componenti specifici della

distribuzione gas in assenza di quello contenuto nei contratti e di quelli della camera di

commercio provinciale o, in mancanza, regionale.

Nel mese di aprile 2011, inoltre, è stato pubblicato 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, ovvero il provvedimento sulla cd. “Clausola Sociale”. Tale

decreto, elaborato dal Ministro dello sviluppo economico e dal Ministro del lavoro e delle

politiche sociali, contiene 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 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.

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

locali al referendum popolare e alla normativa dall'Unione Europea) del Decreto Legge 13

agosto 2011 n. 138, convertito con modifiche in Legge 16 settembre 2011 n. 148. A seguito di tale

modifica, le società attive nella distribuzione del gas e affidatarie di servizi pubblici locali in

165


Filiera Reti

virtù di un affidamento diretto, di una procedura non ad evidenza pubblica ovvero non ai sensi

del comma 12 (modalità per la scelta del socio privato e sue caratteristiche), saranno escluse

dalle future gare per l’affidamento del servizio qualora non quotate nei mercati regolamentati

o non configurabili come società miste ai sensi del medesimo comma 12. Tali società potranno

comunque concorrere su tutto il territorio nazionale alle gare indette nell'ultimo anno di

affidamento dei servizi gestiti, a condizione che sia stata indetta la procedura competitiva ad

evidenza pubblica per il nuovo affidamento del servizio stesso.

Tariffe di distribuzione e misura

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

copertura 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; e 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’azienda. 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

variazione superiore al 5% del valore riconosciuto alle medesime imprese con riferimento

all’anno 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 la definizione delle tariffe di riferimento 2009, avvenuta

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

annullati, 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;

166


Filiera Reti

• 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, deliberato dall’Autorità con

deliberazione AGI 19/10, che del procedimento finalizzato all’adozione di modifiche alla

regolazione 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 finanziario degli operatori, sono stati definiti gli acconti delle

perequazioni 2011 e 2012, mentre il conguaglio avverrà solo dopo la pubblicazione delle tariffe

di riferimento per tali anni.

Infine, con deliberazione n. 44/2012/R/gas l'Autorità per l'Energia Elettrica e il Gas, in vista della

conclusione dell’attuale periodo regolatorio, ha avviato il procedimento per la formazione del

quadro normativo entro cui saranno definite le tariffe per il servizio di distribuzione e misura

del gas nel quadriennio 2013-2016 (quarto periodo regolatorio). A tale proposito si deve

sottolineare che i futuri istituti regolatori dovranno tener conto della riforma del settore della

distribuzione del gas e delle indicazioni contenute nella deliberazione n. 28/2012/R/gas con cui

si delineano, tra l’altro, i criteri per il riconoscimento del capitale investito per il servizio di

misura ed i costi operativi a copertura delle funzioni di installazione e manutenzione dei

misuratori.

Per maggiori dettagli sui temi ora accennati si rinvia alle apposite sezioni.

Revisione e adeguamento della regolazione tariffaria del servizio di misura gas e delle

direttive di messa in servizio dei gruppi di misura ex deliberazione ARG/gas 155/08

L’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas con la deliberazione n. 28/2012/R/gas, ha provveduto a

modificare gli obblighi di messa in servizio dei gruppi di misura previsti originariamente dalla

deliberazione ARG/gas 155/08 (cfr. par. Smart MeteringGas).

Con la medesima delibera l’Autorità ha altresì provveduto a fissare i principi ed i metodi che

saranno adottati nella regolazione tariffaria per il servizio di misura nel prossimo periodo

regolatorio. In particolare nella definizione delle tariffe per il periodo 2013-2016 la valutazione

dei nuovi investimenti di località in misuratori elettronici sarà calcolata come media

aritmetica tra il valore puntuale degli investimenti effettuati dall'operatore e il valore degli

167

stessi valutato tramite i costi standard definiti dall'Autorità; le relative dismissioni saranno

determinate mediante il metodo FIFO (First In, First Out); non sarà riconosciuto il valore degli

ammortamenti residui relativi a misuratori dismessi a seguito di sostituzione con misuratori

elettronici di classe minore o uguale a G6. Infine, è stata introdotta la differenziazione, a

partire dal 2013, della tariffa di riferimento a copertura dei costi operativi per l'installazione e

la manutenzione dei misuratori delle componenti t(tel) e t(con) a copertura dei costi relativi,

rispettivamente, al sistema di telelettura/telegestione e ai concentratori.

Tale delibera è stata impugnata da alcuni operatori.

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

venditore 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

chiusura 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 n. 207/11, l'Autorità, nonostante la sentenza del TAR, ha

prorogato l’entrata in vigore del Servizio di default al 1° maggio 2012.

Smart metering gas

Con la Delibera n.28/2012/R/gas, citata in precedenza, l’Autorità ha rivisto gli obblighi di messa

in servizio dei misuratori elettronici gas, previsti dalla Delibera n.155/08, e la regolazione

tariffaria per il servizio di misura. Gli obblighi così modificati differiscono di due anni il termine

entro cui effettuare la sostituzione del 60% del parco misuratori di classe minore o uguale a

G6. Con riferimento a questi ultimi è stato inoltre introdotto l’obbligo di sostituzione della

totalità dei misuratori il cui bollo metrico risulti scaduto al 31 dicembre 2018, nonché di

garantire che, alla medesima data, tutte le istallazioni avvenute a partire dal 29 febbraio 2012

siano equipaggiate con misuratori elettronici.


Filiera Reti

168

Qualità Gas

Relativamente al sistema incentivante i recuperi di sicurezza per la distribuzione gas, si

evidenzia che l’Autorità non ha ancora definito incentivi e penalità per le società di

distribuzione del Gruppo A2A relativamente ai dati dell’anno 2010. Si ricorda infatti che ai

sensi della Delibera ARG/gas 120/08, il sistema incentivante in oggetto diventava obbligatorio

per tutti i distributori di gas naturale con più di 50.000 clienti finali al 31 dicembre 2007, dal 1°

gennaio 2010.

Distribuzione di gas diversi

Con delibera ARG/gas n. 195/11, l’Autorità ha approvato per gli anni 2010-2012 le opzioni

tariffarie per i servizi di distribuzione e misura di gas diversi dal naturale. In futuro, tuttavia, a

seguito dell’appello avverso le sentenze del TAR Lombardia e della conclusione del

procedimento finalizzato all’adozione di modifiche alla regolazione vigente in tema di

determinazioni tariffarie per l’erogazione dei servizi di distribuzione e misura del gas naturale

e di altri gas, avviato con Delibera ARG/gas n. 235/11 al fine di ottemperare alle sentenze del TAR

Lombardia, le opzioni tariffarie approvate per gli anni 2010, 2011 e 2012 potrebbero

necessitare degli opportuni conguagli.

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

(fissata in misura del 7,6% annuo), al valore dell’X-factor (fissato pari al 7,1% annuo), ed al

meccanismo 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 tariffaria 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%


Filiera Reti

169

per l’attività di distribuzione;

• 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 utilizzando il Wacc relativo al terzo periodo regolatorio, i ricavi tariffari e i saldi di

perequazione, ivi compresa 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 residua 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

operatore 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

effetti della Perequazione Specifica Aziendale (PSA) direttamente nel valore riconosciuto, al

singolo operatore, del proprio capitale investito, degli ammortamenti e dei costi operativi,

eliminando così tale istituto regolatorio a partire dall’anno 2012.

L’Autorità, infine, con la delibera sopra citata, ha approvato le tariffe obbligatorie per l’anno

2012, disponendo che la pubblicazione delle tariffe di riferimento per ogni singolo operatore e

dei parametri necessari per il calcolo del capitale e degli ammortamenti avvenga non oltre il 30

aprile 2012.

Perequazione specifica aziendale

L’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas aggiornerà 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 previsto dal TIT

adottato con Delibera n. 348/07, e valido per il periodo 2008–2011. A tal fine l’Autorità, con


Filiera Reti

170

deliberazione 5/2012/R/eel, ha provveduto a calcolare per l’anno 2011 le variazioni percentuali

dei parametri tariffari unitari necessarie per il calcolo per fattore Csa.

Perequazione misura e integrazione dei ricavi di misura a copertura del costo residuo

non ammortizzato dei misuratori elettromeccanici sostituiti con misuratori

elettronici 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

elettromeccanici 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 riconosciuto direttamente nella quota della tariffa a copertura degli ammortamenti,

calcolata, tra l’altro, 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 operatori hanno facoltà di richiedere il riconoscimento in unica

soluzione dell’integrazione spettante.

Investimenti in Smart Grids

Con Delibera ARG/elt n. 12/11, l’Autorità ha pubblicato la graduatoria dei progetti ammessi al

trattamento incentivante di cui al comma 11.4, lettera d), del TIT (2008-2011).

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,

protezione e controllo di reti attive MT (smart grids) il comma 11.4 del TIT prevede il

riconoscimento 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).


Filiera Reti

171

Auto elettrica

Con Delibera ARG/elt n. 96/11 l’Autorità ha previsto il riconoscimento dell’incentivo per

l’installazione di colonnine per la ricarica pubblica dei veicoli elettrici al progetto pilota

denominato e-moving presentato da A2A S.p.A..

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

incentivazione speciale per gli ambiti territoriali con livello di partenza della durata delle

interruzioni superiore 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 indicatore 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.

Provvedimenti comuni ai due settori (distribuzione gas ed energiaelettrica)

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

servivano 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 devono 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


Filiera Reti

172

stati emanati. Il D.M. del 21 dicembre 2007, sulla revisione dei D.M. del 20 luglio 2004, ha

definito 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

progetti di cui all’articolo 5.1 del D.M. 20 luglio 2004 e s.m.i.. L’Autorità ha inoltre formalizzato

l’applicazione 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.

Si segnala infine che il Decreto Mse del 12 novembre 2011 n. 226, esposto nella sezione inerente

l’attività di distribuzione del gas, prevede, tra le condizioni economiche oggetto di gara, che il

partecipante realizzi investimenti di efficienza energetica nell’ambito gestito, addizionali

rispetto agli obiettivi annuali del distributore, che diano luogo all’emissione di TEE il cui valore

è riconosciuto agli enti locali concedenti. Gli interventi addizionali dovranno essere limitati

agli usi finali del gas naturale.

Contributo tariffario

Il valore del contributo tariffario unitario riconosciuto per ogni anno (t+1) d’obbligo

successivo 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 (come rettificata con

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

contributo tariffario unitario per il conseguimento degli obiettivi di risparmio energetico per

l’anno 2012, pari a 86,98 euro/tep.


Filiera Reti

173

Obiettivi di risparmio energetico per l’anno 2012

Con Delibera EEN n. 13/11, l’Autorità ha determinato gli obiettivi specifici di risparmio di

energia 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

Disposizioni in materia di separazione contabile e funzionale(unbundling)

Con la Delibera n. 11/07, parzialmente modificata con le 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

separati, 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

economica 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 discriminazioni nell’accesso ad informazioni commercialmente sensibili e

trasferimenti incrociati di risorse tra i segmenti delle filiere (finalità - quest’ultima - più

direttamente perseguita attraverso le disposizioni in materia di separazione contabile).

L'Autorità, con deliberazione 36/2012/R/com, ha introdotto un sistema di penalizzazioni nei

confronti degli operatori inadempienti, entro i termini previsti, agli obblighi d'invio dei conti

annuali separati o delle comunicazioni previste inerenti la separazione funzionale.

In base alle norme di riferimento, alle attività per le quali è prevista la separazione funzionale è

conferita autonomia decisionale ed organizzativa tramite l’affidamento della relativa

amministrazione ad un “Gestore Indipendente”.

In attuazione delle disposizioni adottate dall’AEEG con determina del Direttore della

Direzione Tariffe n. 6/10, A2A Reti Elettriche S.p.A., A2A Reti Gas S.p.A. e Azienda Servizi


Filiera Reti

174

Valtrompia S.p.A. hanno provveduto agli adempimenti previsti dal TIU per gli anni 2010 e 2011,

mentre nel corso del primo semestre dell’anno 2011 sono stati nominati i Gestori Indipendenti

delle società Retragas S.r.l., Mincio Trasmissione S.r.l. e Seasm S.r.l..

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 soggetti obbligati agli operatori attivi nella distribuzione, trasporto e

trasmissione di energia elettrica e gas naturale, nonché la riduzione delle soglie di esenzioni:

sono soggetti a Robin Tax gli operatori 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..

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,

prevedeva 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'ambiente 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.

In esito alla consultazione referendaria del 12 e 13 giugno scorsi 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.


Filiera Reti

175

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

soppressione dell'Agenzia nazionale per la regolazione e la vigilanza in materia di acqua (da

poco istituita) prevedendo che le relative funzioni e le inerenti risorse finanziarie e

strumentali, compresi 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 saranno individuate con Decreto del Presidente del

Consiglio dei Ministri, su proposta del Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e

del mare.

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 sviluppo delle

infrastrutture e la competitività – D.L. Liberalizzazioni) ha stabilito altresì il versamento 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

trasferimento 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; l’individuazione della totalità delle funzioni spettanti

all’Autorità, è demandata al Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri di cui all’articolo

21, comma 19 della legge precedentemente citata. 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 relative 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

febbraio 2012, ha segnalato che i provvedimenti in materia tariffaria, ed in particolare quelli

conseguenti agli esiti del referendum di giugno 2011 relativi all’eliminazione della

remunerazione del capitale investito, debbano essere adottati anche nelle more

dell’emanazione del DPCM ricordato in precedenza.

Di conseguenza l’Autorità, con Deliberazione del 1° marzo 2012 n. 74/2012/R/idr, ha avviato un

procedimento per l’adozione di provvedimenti tariffari in materia di servizi idrici volto ad


Filiera Reti

176

adeguare tale regolazione ai principi indicati dalla normativa europea e nazionale, garantendo

adeguati livelli di qualità dei servizi medesimi.

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

vengono 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.


Filiera Reti

177


Dati quantitativi

31 03 2012 31 03 2011 Variazioni % 2012/2011

Energia elettrica distribuita (GWh) 2.930 2.908 22 0,8%

Gas distribuito (Mmc) 950 965 (15) (1,6%)

Punti di Fornitura Gas (numero) 1.281.514 1.255.821 25.693 2,0%

Gas trasportato (Mmc) 169 171 (2) (1,2%)

Acqua distribuita (Mmc) 17 15 2 13,3%

L’energia elettrica distribuita nei primi tre mesi dell’anno è stata pari 2.930 GWh,

sostanzialmente in linea rispetto allo stesso periodo del 2011.

Le quantità di gas distribuito si sono attestate a 950 Mmc, in riduzione dell’1,6% rispetto ai

primi tre mesi dell’esercizio precedente per effetto delle temperature miti registrate nel

trimestre in esame.

Per le medesime ragioni, il gas trasportato è risultato pari a 169 Mmc (171 Mmc al 31 marzo

2011).

L’acqua distribuita nel trimestre, pari a 17 Mmc, risulta in crescita (+13,3%) rispetto al

medesimo periodo dell’esercizio 2011.

Nel primo trimestre 2012, l’energia elettrica distribuita dal Gruppo EPCG è risultata in crescita

del 2,7%, come riportato nella tabella seguente:

EPCG 31 03 2012 31 03 2011 Variazioni % 2012/2011

Energia elettrica distribuita (GWh) 761 741 20 2,7%


Filiera Reti

178

Dati economici


Ricavi 169 165 4

Margine Operativo Lordo 68 65 3

% su Ricavi 40,2% 39,4%



% su Ricavi 24,3% 22,4%

Investimenti 24 25 (1)

Nel primo trimestre 2012 la Filiera Reti ha evidenziato ricavi per 169 milioni di euro, di cui 21

milioni di euro attribuibili al Gruppo EPCG (165 milioni di euro al 31 marzo 2011, di cui 20 milioni

di euro attribuibili al Gruppo EPCG ).

Il Margine operativo lordo si è attestato a 68 milioni di euro (65 milioni di euro nel primo

trimestre dell’esercizio precedente). Tale crescita, sostanzialmente dovuta al comparto della

distribuzione gas, è ascrivibile ai maggiori margini conseguiti, nel trimestre in esame, per

l’applicazione del meccanismo di gradualità dei ricavi, previsto dalla normativa in vigore.

Gli Ammortamenti e accantonamenti sono risultati pari a 27 milioni di euro (28 milioni di euro

al 31 marzo 2011).

Alla luce delle dinamiche sopra esposte il Risultato operativo netto si è attestato a 41 milioni di

euro (37 milioni di euro nel primo trimestre 2011).

Nelle aree di Milano e Brescia gli Investimenti al 31 marzo 2012 sono risultati pari a 23 milioni di

euro e hanno riguardato:

• nell’ambito della distribuzione elettrica, interventi di sviluppo e mantenimento degli

impianti ed in particolare, l’allacciamento di nuovi utenti, il mantenimento delle cabine

secondarie, l’ampliamento e il rifacimento della rete in media e bassa tensione, nonché

interventi di mantenimento e potenziamento degli impianti primari (11 milioni di euro);

• nell’area distribuzione gas, interventi di sviluppo e mantenimento degli impianti relativi

all’allacciamento di nuovi utenti, alla sostituzione di tubazioni in media e bassa pressione e

dei contatori gas (10 milioni di euro);

• nel ciclo idrico integrato, interventi sulla rete di trasporto e distribuzione dell’acqua,

nonché interventi sulle reti fognarie (2 milioni di euro).


Filiera Reti

179

Gli Investimenti realizzati dal Gruppo EPCG, pari a 0,7 milioni di euro, hanno riguardato

interventi di sviluppo e mantenimento della rete di distribuzione nonché interventi di

sostituzione dei contatori.


Filiera Reti

180

Di seguito si riporta una breve descrizione delle attività svolte in questo settore:

• Corporate (3): attività di indirizzo, coordinamento e controllo quali lo sviluppo del

business, l’indirizzo strategico, la pianificazione e il controllo, la gestione finanziaria e il

coordinamento 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

Capogruppo 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:

(3) 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.



181

Altri servizi e Corporate

Altri servizi

Corporate


• Selene

• Aspem S.p.A.

• A2A Logistica

• EPCG

Dati economici


Ricavi 60 57 3

Margine Operativo Lordo – (5) 5

% su Ricavi – (8,8%)

Ammortamenti e Accantonamenti 7 (7) 14

Risultato Operativo Netto 7 (12) 19

% su Ricavi 11,7% (21,1%)

Investimenti 4 4 –

Nel trimestre in esame la Filiera Altri Servizi e Corporateha evidenziato ricavi per 60 milioni di

euro (57 milioni di euro al 31 marzo 2011).

Il Margine operativo lordo evidenzia un lieve miglioramento rispetto al primo trimestre 2011

(+5 milioni di euro).

Gli Ammortamenti e Accantonamenti del periodo risultano positivi per 7 milioni di euro

(negativi per 7 milioni di euro nel primo trimestre dell’esercizio 2011). Tale variazione è

sostanzialmente attribuibile al rilascio di fondi rischi precedentemente accantonati.

Al netto di Ammortamenti ed Accantonamenti, il Risultato operativo netto è positivo per 7

milioni di euro.

Gli Investimenti del periodo, pari a 4 milioni di euro, hanno riguardato principalmente

interventi sui sistemi informativi (3,7 milioni di euro) e sulle reti di telecomunicazioni (0,2

milioni di euro).



182

Il consolidamento di Edipower previsto a partire dalla fine del mese di maggio, l’ulteriore

sviluppo commerciale nel settore del Teleriscaldamento, il miglioramento dei risultati della

partecipata EPCG, fanno prevedere un progressivo miglioramento del Margine Operativo

Lordo rispetto a quanto consuntivato nel 2011.

Evoluzione prevedibiledella gestione


183

Il Gruppo A2A si è dotato di un processo di assessment e reporting dei rischi che si ispira alla

metodologia dell’Enterprise Risk Managementdel Committee 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

caratteristiche del Gruppo, della sua vocazione multi-business e del settore di appartenenza.

Il processo di self-assessment dei rischi, avviato nel 2010, coinvolge direttamente il

management. Il Gruppo ha istituito la nuova Funzione di Risk Management, a cui fanno capo sia

le responsabilità sul processo di Enterprise Risk Management che quelle sull’Energy Risk

Management (già consolidate), con l’obiettivo di sviluppare ulteriormente ed integrare nei

processi aziendali le attività 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 e le peculiarità del modello di business adottato.

Rischi Finanziari

Rischio prezzo commodities

Nell’ambito della Unità Organizzativa Risk Management è gestito il rischio prezzo

commodities ovvero il rischio di mercato legato alle variazioni dei prezzi delle materie prime

energetiche quali energia elettrica, gas naturale, carbone, olio combustibile nonché dei

prodotti derivati 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’esposizione totale del portafoglio di Gruppo, costantemente monitorata.

Attraverso la gestione di strumenti finanziari derivati si persegue l’obiettivo di stabilizzare i

Rischi e incertezze


184

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.

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

impatto 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

connesse alla fluttuazione dei tassi di interesse nel caso di tasso variabile, tramite una

trasformazione degli stessi in tasso fisso o con la stipulazione di contratti collar, e a

minimizzare il maggiore 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 relativi 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 interesse 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 correlazioni 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 scostamento positivo

atteso (best case scenario), con un intervallo di confidenza del 99%.

Rischio di liquidità

Il Gruppo non è attualmente esposto al rischio liquidità nel breve periodo, avendo a

disposizione alla data di bilancio 1.765 milioni di euro di linee di credito committed. Tali


Rischi e incertezze

185

linee sono destinate prevalentemente a coprire temporanee esigenze di liquidità.

Il Gruppo, inoltre, dispone di finanziamenti a medio lungo termine, già contrattualizzati e

non ancora utilizzati per un importo complessivo pari a 112 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) 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 covenants patrimoniali,

economici 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 riferimento al Bilancio consolidato.

Il Gruppo A2A ha stipulato con diversi istituti finanziari alcune linee di credito committed

per un totale di 2.815 milioni di euro (di cui 2.760 milioni di euro stipulati da A2A S.p.A.) che

non sono soggette ad alcun covenant.

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 impegna 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 comportano l’obbligo di rimborso immediato dei finanziamenti

al verificarsi di gravi inadempienze; (iii) clausole che prevedono l’obbligo di rimborso


Rischi e incertezze

186

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

milioni 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

garanzia reale (ipoteca) per un valore massimo di 264 milioni di euro.

Su un finanziamento di EPCG pari a 35 milioni di euro, utilizzato al 31 marzo 2012 per 10

milioni di euro, sono previsti alcuni covenants finanziari.

Allo stato attuale, non vi è alcuna situazione di default delle società del Gruppo A2A, né

violazione di alcuno dei covenants sopra citati, tranne che per il finanziamento di EPCG

sopra indicato i cui covenantsnon sono stati completamente rispettati. A tal proposito c’è

già un accordo, che verrà formalizzato in tempi brevi con la banca finanziatrice, nel quale

verranno sospesi gli effetti di tali covenants per un periodo di tempo da definire e con

effetto retroattivo.

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

normativo 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.


Rischi e incertezze

187

E’ inoltre previsto un costante dialogo con le unità di business interessate dalle evoluzioni

normative 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

grande derivazione;

• l'evoluzione della disciplina delle convenzioni CIP 6/92;

• le norme sulla regolazione dei servizi pubblici locali, in particolare alla luce delle modifiche

ed integrazioni all’art. 23-bis della Legge n. 133/08 relativamente alla durata del periodo

transitorio per gli affidamenti in corso, di cui all’art. 15 della Legge n. 166/2009 (di cui sopra)

così come successivamente abrogato a seguito del referendum del giugno 2011 e sostituito

dall’art. 4 D.L. 138/11, come convertito in legge con modificazioni dalla Legge 148/11;

• 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

grande 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'illegittimità 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 ripristinato integralmente la disciplina di cui all’art. 12 del decreto Bersani (resta ferma

l’abrogazione 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 economico 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

concessioni idroelettriche di grande derivazione (articolo 15 comma 6).


Rischi e incertezze

188

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.

Con nota del 15 marzo 2011, l'Unione Europea ha emesso una lettera di costituzione in mora nei

confronti della Repubblica Italiana, per richiesta di chiarimenti in merito alle disposizioni di cui

alla Legge n. 122/2010, ritenendo che le modalità di concessione della proroga, ivi prevista,

possano configurare una violazione delle norme in materia di libertà di stabilimento, di cui

all'art. 49 del TFUE. In particolare, la legge citata prevedeva una proroga generalizzata di 5 anni

di tutte le concessioni, ed una ulteriore proroga di 7 anni da concedere al verificarsi di

determinate condizioni.

La procedura di infrazione 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

derivazione 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 piuttosto lacunoso e caratterizzato da un ritorno de facto

alle regole definite dal D. Lgs. n. 79/99. Di conseguenza il legislatore, con l’art. 24-bis della

Legge 24 marzo 2012, n. 27 (cd. D.L. Liberalizzazioni) ha provveduto a fissare al 30 aprile 2012 il

termine entro cui i Ministeri competenti dovranno 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.

Normativa grandi dighe

Da ultimo il Governo, con il Decreto Legge 6 dicembre 2011, n. 201 così come convertito in

legge con la Legge 22 dicembre 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


Rischi e incertezze

189

dei sedimenti accumulatisi 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 manutenzione delle citate opere, nonché, in via telematica ed in

tempo reale, i dati idrologici e idraulici 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.

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

modificato 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).

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 – nonostante le citate disposizioni della norma statale - al 31


Rischi e incertezze

190

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

dall’art. 53-bis; inoltre ha demandato a successiva deliberazione 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 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 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, 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.

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

proposti 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 assimilati

alimentati da combustibili fossili, e con Decreto del 2 agosto 2010 sulla risoluzione anticipata

delle convenzioni CIP 6 per circa 2.000 MW di impianti assimilati alimentati da fonti fossili.

Entrambi i decreti indicano le modalità di calcolo dei corrispettivi dovuti in caso di

prosecuzione delle convenzioni fino alla scadenza e dei corrispettivi da erogare in caso di

risoluzione anticipata, 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

economico e dell'AEEG.


Rischi e incertezze

191

Regolazione dei servizi pubblici locali

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

disciplina originariamente prevista e dopo che il D.L. n. 70/11, come convertito in legge con

modificazioni 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

economica è stata interessata dal Quesito 1 del referendum abrogativo del 12 e 13 giugno u.s.,

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.

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) contiene una riforma delle

norme in materia di servizi pubblici locali che, per quanto di interesse del Gruppo, impatta

sulla gestione dei rifiuti (il servizio idrico integrato, il servizio di distribuzione di gas naturale e

il servizio di distribuzione di energia elettrica sono, infatti, esclusi dall’ambito di applicazione

della norma).

La norma prevede che gli enti locali verifichino la realizzabilità di una gestione concorrenziale

dei servizi pubblici locali di rilevanza economica ("servizi pubblici locali"), liberalizzando tutte

le attività economiche compatibilmente con le caratteristiche di universalità e accessibilità del

servizio, limitando l'attribuzione di diritti di esclusiva alle ipotesi in cui, in base ad una analisi di

mercato, la libera iniziativa economica privata non risulti idonea a garantire un servizio

rispondente ai bisogni della comunità.

La verifica di cui sopra deve essere effettuata per la prima volta entro dodici mesi dall'entrata

in vigore del D.L. n. 138/2011 e poi periodicamente secondo i rispettivi ordinamenti degli enti

locali. Deve comunque essere effettuata prima di procedere al conferimento e al rinnovo della

gestione dei servizi. La delibera degli Enti Locali deve essere inviata anche all’Autorità Garante

della Concorrenza e del Mercato ai fini della relazione annuale al Parlamento.

Gli enti locali definiscono preliminarmente, ove necessario, gli obblighi di servizio pubblico,

prevedendo le eventuali compensazioni economiche alle aziende esercenti i servizi stessi,

tenendo conto dei proventi derivanti dalle tariffe e nei limiti della disponibilità di bilancio

destinata allo scopo. Nel caso in cui l'ente locale intenda procedere all'attribuzione di diritti di

esclusiva, il conferimento della gestione di servizi avviene in favore di imprenditori o di società

in qualunque forma costituite, anche se a capitale interamente pubblico (a meno di specifici

divieti previsti dalla legge) individuati mediante procedure competitive ad evidenza pubblica.

La norma detta, inoltre, disposizioni relative alle modalità di definizione del bando di gara di

assegnazione, anche con riferimento al caso particolare in cui le procedure abbiano ad


Rischi e incertezze

192

oggetto al tempo stesso la qualità di socio, al quale deve essere conferita una partecipazione

non inferiore al 40 per cento, e l'attribuzione di specifici compiti operativi connessi alla

gestione del servizio.

Ferma restando la proprietà pubblica delle reti, la loro gestione può essere affidata a soggetti

privati.

Alla scadenza della gestione del servizio pubblico locale o in caso di sua cessazione anticipata,

il precedente gestore cede al subentrante i beni strumentali e le loro pertinenze necessari, in

quanto non duplicabili a costi socialmente sostenibili, per la prosecuzione del servizio, come

individuati dall'ente affidante, a titolo gratuito e liberi da pesi e gravami. Se, al momento della

cessazione della gestione, i beni strumentali e oggetto di cessione non sono stati interamente

ammortizzati, il gestore subentrante corrisponde al precedente gestore un importo

(specificato nel bando) pari al valore contabile originario non ancora ammortizzato, al netto di

eventuali contributi pubblici direttamente riferibili ai beni stessi. Restano ferme le

disposizioni contenute nelle discipline di settore, anche regionali, vigenti alla data di entrata in

vigore del decreto, nonché restano salvi eventuali diversi accordi tra le parti stipulati prima

dell'entrata in vigore del presente decreto.

Per quanto specificamente riferito agli affidamenti in capo a società del Gruppo, il regime

transitorio degli affidamenti non conformi a quanto stabilito dal decreto prevede in

particolare, come era stato disposto dall’ art. 23-bis, che gli affidamenti diretti assentiti alla

data del 1°ottobre 2003 a società a partecipazione pubblica già quotate in borsa a tale data ed

a quelle da esse controllate ai sensi dell'articolo 2359 del Codice Civile cessano alla scadenza

prevista nel contratto di servizio, a condizione che la partecipazione pubblica si riduca anche

progressivamente, attraverso procedure ad evidenza pubblica ovvero forme di collocamento

privato presso investitori qualificati e operatori industriali, ad una quota non superiore al 40

per cento entro il 30 giugno 2013 e non superiore al 30 per cento entro il 31 dicembre 2015; ove

siffatte condizioni non si verifichino, gli affidamenti cessano, improrogabilmente e senza

necessità di apposita deliberazione dell'ente affidante, rispettivamente, alla data del 30 giugno

2013 o del 31 dicembre 2015.

Le società, le loro controllate, controllanti e controllate da una medesima controllante, anche

non appartenenti a Stati membri dell'Unione Europea, che, in Italia o all'estero, gestiscono di

fatto o per disposizioni di legge, di atto amministrativo o per contratto servizi pubblici locali in

virtù di affidamento diretto, di una procedura non ad evidenza pubblica ovvero in esito a

procedure aventi ad oggetto la qualità di socio e l’attribuzione di specifici compiti operativi

connessi alla gestione del servizio, nonché i soggetti cui è affidata la gestione delle reti, degli

impianti e delle altre dotazioni patrimoniali degli enti locali, qualora separata dall'attività di

erogazione dei servizi, non possono acquisire la gestione di servizi ulteriori ovvero in ambiti


Rischi e incertezze

193

territoriali diversi, nè svolgere servizi o attività per altri enti pubblici o privati, nè direttamente,

nè tramite loro controllanti o altre società che siano da essi controllate o partecipate, nè

partecipando a gare.

Il divieto opera per tutta la durata della gestione e non si applica alle società quotate in mercati

regolamentati e alle società da queste direttamente o indirettamente controllate ai sensi

dell'articolo 2359 del Codice Civile, nonché al socio selezionato in esito a procedure aventi ad

oggetto la qualità di socio e l’attribuzione di specifici compiti operativi connessi alla gestione

del servizio.

I soggetti affidatari diretti di servizi pubblici locali possono comunque concorrere su tutto il

territorio nazionale alla prima gara successiva alla cessazione del servizio, svolta mediante

procedura competitiva ad evidenza pubblica, avente ad oggetto i servizi da essi forniti.

Sono fatte salve le procedure di affidamento già avviate all'entrata in vigore del decreto.

In merito ai possibili sviluppi del mercato, si ricorda che l’art. 4 prevede che, ove gli enti locali

debbano riconoscere diritti di esclusiva, ipotesi come detto all’inizio, di carattere residuale e

che deve essere motivata, gli strumenti organizzativi a disposizione siano l’affidamento a terzo

selezionato con procedura ad evidenza pubblica, l’affidamento a società mista, il cui socio che

svolga attività funzionali abbia i requisiti e sia selezionato in conformità a ciò che è

dettagliatamente indicato al comma 12 e l’affidamento a società in house providing solo a

condizione che il canone annuo abbia valore inferiore a 900.000 migliaia di euro.

L’art. 4 comprende molta della disciplina contenuta nel D.P.R. n. 168/10 venuto meno in

conseguenza dell’abrogazione dell’art. 23-bis; si è già riferito della disciplina in materia di

devoluzione dei beni, ma è bene ricordare che è nuovamente prevista anche la materia delle

incompatibilità, della formazione delle commissioni giudicatrici e delle particolari regole a cui

devono sottostare società in house e miste in materia di approvvigionamenti e selezione del

personale.

Il legislatore, con Legge del 12 novembre 2011, n. 183, nota anche come “Legge di stabilità

2012”, ha apportato ulteriori modifiche alla disciplina sui servizi pubblici locali di rilevanza

economica. In particolare, l’art. 9 ha introdotto alcune modifiche e aggiunte all’art. 4 del D.L.

13 agosto 2011, n. 138 al fine di:

• realizzare un sistema liberalizzato dei servizi pubblici locali di rilevanza economica

attraverso la piena concorrenza nel mercato;

• perseguire gli obiettivi di liberalizzazione e privatizzazione dei medesimi servizi secondo

quanto previsto dall’art. 4 del D.L. n. 138/2011;

• assicurare, mediante un sistema di benchmarking, il progressivo miglioramento della

qualità ed efficienza di gestione dei medesimi servizi.


Rischi e incertezze

194

Le novità introdotte, come stabilito dall’art.36, avranno decorrenza 1° gennaio 2012.

L’esito della consultazione in merito al Quesito referendario n. 2, così come proclamato dal

D.P.R. 166 del 18 luglio 2011, ha determinato invece l’abrogazione dell’articolo 154, comma 1 del

Decreto Legislativo 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 salvaguardia,

nonché di una quota parte dei costi di funzionamento dell'Autorità d'ambito, in modo che

sia assicurata la copertura integrale dei costi di investimento e di esercizio 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 corrispettivo”.

Ai fini della definizione della tariffa per il servizio idrico integrato, pertanto, continuerà a

trovare applicazione il metodo normalizzato come dettato dal D.M. 1° agosto 1996, norma

delegata dell'art. 13 della Legge n. 34/96 e che prevede la remunerazione del capitale investito,

fino a quando il legislatore emetterà il decreto delegato previsto dall’art. 154 medesimo.

Al riguardo, si rileva peraltro che, anche nel caso di una applicazione generica dei principi

contenuti nella cd. Direttiva Europea quadro delle acque (2000/60/CE), questa, all’art. 9,

stabilisce il principio del “recupero dei costi del servizio idrico”, che dovrà essere perseguito a

partire da una analisi economica (Allegato III) che considera la stima degli investimenti

connessi alla soddisfazione della domanda ed offerta di lungo periodo.

Si rileva, infine, che i decreti interministeriali che dovranno essere emanati in attuazione

dell'art. 154 del D.Lgs. n. 152/06, dovranno tenere conto dell'abrogazione disposta dal

referendum e quindi regolare la tariffa in considerazione di tutti gli ulteriori fattori pure

presenti nel comma 1:

• qualità della risorsa idrica;

• qualità del servizio fornito;

• opere ed adeguamenti necessari;

• costi di gestione delle opere;

• costi di gestione delle aree di salvaguardia;

• quota parte dei costi di funzionamento delle AATO (che dovrebbero essere a breve

sostituite da altri enti).

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


Rischi e incertezze

195

locali al referendum popolare e alla normativa dall'Unione Europea) del Decreto Legge

13/08/2011 n. 138, convertito con modifiche in Legge 16/9/2011 n. 148. A seguito di tale modifica,

le società attive nella distribuzione del gas e affidatarie di servizi pubblici locali in virtù di un

affidamento diretto, di una procedura non ad evidenza pubblica ovvero non ai sensi del

comma 12 (modalità per la scelta del socio privato e sue caratteristiche), saranno escluse dalle

future gare per l’affidamento del servizio qualora non quotate nei mercati regolamentati o

non configurabili come società miste ai sensi del medesimo comma 12. Tali società potranno

comunque concorrere su tutto il territorio nazionale alle gare indette nell'ultimo anno di

affidamento dei servizi gestiti, a condizione che sia stata indetta la procedura competitiva ad

evidenza pubblica per il nuovo affidamento del servizio stesso.

L’articolo 21, comma 19, del Decreto Legge 6 dicembre 2011, n. 201, convertito in Legge 22

dicembre 2011, n. 214 (cd.“Salva Italia”), ha trasferito all’Autorità 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 contestualmente è stata

soppressa; ed ha inoltre demandato ad un DPCM, da adottarsi su proposta del Ministero

dell’ambiente e della tutela del territorio e del mare, la ricognizione delle funzioni trasferite

dalla legge nonché delle ulteriori funzioni da trasferire.

Distribuzione Gas Naturale e 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

concessione secondo le disposizioni di legge, mentre il Decreto Legislativo Bersani (n. 79/99)

individua all’art. 9 il Ministero per lo sviluppo economico quale soggetto affidante la

concessione locale, comprendente uno o più comuni.

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

dell'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, definisce i

nuovi “Ambiti Territoriali Minimi” per i quali saranno indette le gare per l’affidamento 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 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.


Rischi e incertezze

196

I criteri seguiti per l’identificazione dei comuni inclusi nei singoli Ambiti prevedono un

massimo di 50 Comuni con almeno 50.000 clienti effettivi; inoltre, è salvaguardata

l’interconnessione metallica degli impianti ed è considerata la densità di popolazione e le

specificità territoriali.

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

lettere 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’offerta 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

unicamente per Ambiti Territoriali di cui all’art. 46–bis della Legge n. 222 del 2007 e in base ai

criteri ivi applicabili di prossima emanazione.

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.

Le tutele previste per i dipendenti con obbligo di assunzione di cui sopra si sostanziano nel loro

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, di cui godevano precedentemente. Al personale che, in base alle condizioni

precedentemente ricordate, 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.

Si rileva, infine, il citato art. 25 comma 9.2 della Legge 24 marzo 2012, n. 27 (D.L.

Liberalizzazioni), il quale si applica altresì nei confronti degli affidamenti dell’attività di

distribuzione gas.


Rischi e incertezze

197

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

applicazione 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

successivamente 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.

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 CV 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


Rischi e incertezze

198

rinnovabili 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’invenduto 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 CV 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

ribasso) 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.

a) Sono incentivati gli interventi di produzione di energia termica da fonti rinnovabili e di

incremento dell’efficienza energetica di piccole dimensioni, realizzati successivamente 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’intervento 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 distribuzione 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’efficienza energetica.

Il decreto raccorda il periodo di diritto ai Certificati Verdi con la vita utile dell’intervento e

prevede che i risparmi di energia realizzati attraverso interventi di efficientamento delle reti

elettriche 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


Rischi e incertezze

199

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

procedura 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.

Norme in materia di unbundling contabile e funzionale

Le disposizioni dettate dal decreto per i due settori in materia di unbundling funzionale per

l’attività di distribuzione ricalcano sostanzialmente quanto già vigente ai sensi delle

disposizioni di cui alla deliberazione dell’AEEG n. 11/07.

Il decreto detta disposizioni in materia di unbundling contabile solo per il settore gas, ma

anche per queste si tratta di disposizioni già implementate ai sensi della Delibera n. 11/07.

L’Autorità ha emanato, in data 3 novembre, la deliberazione 2011 ARG/com n. 153/11 con cui

definisce puntualmente la disciplina per la certificazione delle imprese che agiscono in qualità

di gestori di sistemi di trasporto del gas naturale o di trasmissione dell’energia elettrica,

applicabile anche a soggetti proprietari di tratti della Rete di Trasmissione Nazionale. Nel

dicembre 2011, le società Mincio Trasmissione S.r.l. e Seasm S.r.l. hanno inviato la

documentazione richiesta a garanzia, tra l’altro, del rispetto degli obblighi verso Terna S.p.A.,

dell’ indipendenza del proprietario e della riservatezza dei dati sensibili.

Ulteriori disposizioni relative al settore del gas naturale – tutela clienti finali

E’ confermata l'idoneità di tutti i clienti e identifica categorie di clienti finali "vulnerabili”

(domestici, ospedali, case di cura e riposo e simili, nonchè 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

riferimento.

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 FUI, che il distributore garantisca il bilanciamento

della propria rete in relazione al prelievo presso tale punto, per il periodo in cui non sia

possibile la disalimentazione fisica, secondo modalità e condizioni definite dall'AEEG, che

dovrà garantire all'impresa di distribuzione adeguata remunerazione per il servizio prestato


Rischi e incertezze

200

(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. Contro tale

disposizione le società di distribuzione ASPEM Spa ed A2A Reti Gas Spa hanno presentato

ricorso al TAR, che ha concesso la sospensiva del provvedimento fino al prossimo 6 giugno.

Il Decreto, infine, prevede un periodo di massimo tre settimane per l'esecuzione delle

richieste di cambio fornitore, precisando che la decorrenza dello switchdebba coincidere con

il primo giorno del mese.

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

tutela e salvaguardia).

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

previsioni 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 relative

all’attività di vendita ai clienti del mercato libero o ai clienti del mercato della maggior tutela 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

tutelati dalle norme di cui si contesti la violazione.


Rischi e incertezze

201

A tal proposito con delibera ARG/com n. 136/11 l’AEEG ha avviato un procedimento per

l’adozione del nuovo regolamento per la disciplina dei procedimenti sanzionatori di sua

competenza e delle modalità procedurali per la valutazione degli impegni.

Rischi operativi

Rischio di interruzioni di business

In tutte le filiere di attività del Gruppo sono gestiti siti produttivi tecnologicamente ed

operativamente complessi (centrali elettriche, impianti di smaltimento, centrali di

cogenerazione, 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 asset di Gruppo prevede l’adozione ed il continuo aggiornamento

rispetto 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 analisi 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.

La graduale adozione dei presidi sopra elencati è prevista inoltre nei casi di acquisizione 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

ulteriormente il rischio di interruzione del servizio. Tale processo è stato caratterizzato da

investimenti che hanno riguardato sia gli asset del Gruppo, attraverso interventi mirati sugli

impianti e sulle reti che risultano critiche, sia lo sviluppo delle interconnessioni tra reti di


Rischi e incertezze

202

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 aggiornamento 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

specifici a prevenzione del possibile manifestarsi del rischio di interruzione dei servizi di

conferimento e smaltimento dei rifiuti. In particolare sono posti in essere controlli specifici

per individuare la presenza di sostanze non idonee all’interno dei rifiuti destinati alla

termovalorizzazione.

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

contingency 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

smaltimento 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’approccio del Gruppo alle tematiche in oggetto.

Questo documento, che gode della massima diffusione interna ed esterna, esplicita i valori


Rischi e incertezze

203

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

collaboratore.

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

rispetto delle normative applicabili in tutte le realtà e nei processi interni.

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

standard di certificazione ISO14001 per le principali attività del Gruppo nonché la gestione

della certificazione EMAS sui principali impianti del Gruppo. 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 riferirsi ad un unico sistema integrato di Qualità, Ambiente e

Sicurezza.

Sono inoltre istituiti dei presidi organizzativi che tra le altre attività svolgono analisi ambientali

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

contro 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.


Rischi e incertezze

204

Rischi information tecnology

Infrastruttura informatica

Le attività del Gruppo A2A sono gestite attraverso complessi sistemi informativi che

supportano i principali processi aziendali, con riferimento sia a quelli operativi che a quelli

amministrativi e commerciali. L’inadeguatezza e l’aggiornamento di tali sistemi informativi

rispetto alle esigenze di business, la loro eventuale indisponibilità, la non adeguata gestione

degli aspetti legati all’integrità ed alla riservatezza delle informazioni, rappresentano dei

potenziali 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 miglioramento 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 sistemi

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 operativa e

dei volumi trattati è stato avviato un progetto di integrazione ed evoluzione dell'attuale

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 organizzativi ed il

modello dei ruoli tecnici di Segregation of Duties implementato nei sistemi. In linea con questa


Rischi e incertezze

205

attività sono previsti in progressiva adozione strumenti di Identity Management e Access

Control volti a garantire un sempre più efficace presidio del trattamento 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 sono state acquisite

specifiche soluzioni applicative per la gestione ed il controllo della sicurezza informatica.

Rischi human resources

Rischio salute e sicurezza

Il Gruppo opera in un contesto di business eterogeneo caratterizzato da una forte

componente 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 svolgimento

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.

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 struttura 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 attività,

svolge ispezioni specifiche volte a monitorare il rispetto delle procedure di attuazione delle

normative in materia nonché l’attività di aggiornamento formativo del personale.

E’ inoltre presente un programma di sorveglianza sanitaria dei dipendenti, attraverso l'ausilio

di un’equipe di medici competenti dislocati territorialmente che effettuano valutazioni

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 infortuni. È

in particolare prevista la predisposizione di una reportistica periodica che, attraverso

indicatori specifici ed informazioni sempre più dettagliate, fornisca un supporto

nell’individuazione delle cause e delle azioni correttive e di mitigazione.


Rischi e incertezze

206

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 31 marzo 2012 corrisponde alle risultanze documentali, ai libri e alle scritture

contabili.

Milano, 10 maggio 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


208

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