Resoconto Intermedio di Gestione del Gruppo ACEA al 30 ... · L’andamento del periodo, ......

Resoconto Intermedio

di Gestione

del Gruppo ACEA

al 30 settembre 2012

Indice

Resoconto Intermedio di Gestione al 30 settembre 2012

2

Indice

Organi Sociali pag. 3

Sintesi dei risultati pag. 4

Flash sull’andamento delle Aree Industriali pag. 5

Andamento della gestione nel periodo pag. 12

Informativa di settore pag. 79

Forma, struttura e perimetro di riferimento pag. 80

Criteri e procedure di consolidamento pag. 83

Area di consolidamento pag. 87

Prospetto di Conto Economico Consolidato pag. 89

Prospetto di Conto Economico Complessivo Consolidato pag. 90

Prospetto di Conto Economico Trimestrale Consolidato pag. 91

Prospetto di Conto Economico Complessivo Trimestrale Consolidato pag. 92

Prospetto di Stato Patrimoniale Consolidato pag. 93

Rendiconto Finanziario Consolidato pag. 94

Prospetto delle variazioni del Patrimonio Netto Consolidato pag. 95

Note al Conto Economico Consolidato pag. 96

Note alla Situazione Patrimoniale e Finanziaria Consolidata pag. 128

Fatti di rilievo intervenuti nel periodo pag. 154

Fatti di rilievo intervenuti successivamente alla chiusura del periodo pag. 159

Evoluzione prevedibile della gestione e della

situazione finanziaria pag. 161

Dichiarazione del Dirigente Preposto pag. 164

Allegato 1 - Società incluse nell’area di consolidamento pag. 165

Allegato 2 – Informativa di settore: Prospetti di Stato Patrimoniale

e Conto Economico pag. 168

Organi sociali


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Organi sociali

Consiglio di Amministrazione

Giancarlo Cremonesi Presidente

Marco Staderini Amministratore Delegato

Paolo Giorgio Bassi Consigliere

Francesco Caltagirone Consigliere

Jean Louis Chaussade Consigliere

Giovanni Giani * Consigliere

Paolo Di Benedetto Consigliere

Luigi Pelaggi Consigliere

Andrea Peruzy Consigliere

* nominato dall’Assemblea dei Soci del 4 maggio 2012 (già cooptato dal Consiglio di Amministrazione nella seduta del 29

novembre 2011)

Direttore Generale

Paolo Gallo

Collegio Sindacale

Enrico Laghi Presidente

Corrado Gatti Sindaco Effettivo

Alberto Romano Sindaco Effettivo

Gianluca Marini Sindaco Supplente

Leonardo Quagliata Sindaco Supplente

Dirigente preposto

Iolanda Papalini *

* nominata dal Consiglio di Amministrazione nella seduta del 3 settembre 2012

Sintesi dei risultati


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Sintesi dei risultati

30.09.12 31.12.11 Var. %

Capitale Investito Netto 4.017,3 3.637,3 10,4%

Indebitamento Finanziario Netto 2.659,5 2.325,8 14,3%

Patrimonio Netto Consolidato 1.357,8 1.311,5 3,5%

Importi in milioni di Euro

I dati sotto riportati non tengono conto delle classificazioni imposte da IFRS 5

relativamente all’esercizio 2011.

30.09.12 30.09.11 Var. %

Ricavi consolidati 2.651,3 2.483,3 6,8%

Costi operativi consolidati 2.166,4 2.011,5 7,7%

Proventi (Oneri) da gestione rischio commodity (0,3) (0,3) 0,0%

EBITDA 484,6 470,1 3,1%

EBIT 221,3 136,5 62,1%

Risultato netto 63,2 68,9 -8,2%

Utile (perdita) di competenza di terzi 6,8 5,5 24,1%

Risultato netto di competenza del Gruppo 56,4 63,4 -11,0% Importi in milioni di Euro

Si informa che nel corso del terzo trimestre è stata pubblicata la sentenza del Consiglio di

Stato che ribalta la precedente decisione del TAR e conferma la sanzione comminata

dall’AGCM ad ACEA e a Suez Environnement nel 2007 perché ritenute responsabili di

un’intesa restrittiva della concorrenza, avendo partecipato congiuntamente alla gara del

Comune di Firenze per l’acquisizione del 40% di Publiacqua, società di gestione dei servizi

idrici a Firenze. Tale sanzione ammonta per ACEA a € 8,3 milioni. Contro la sentenza del

Consiglio di Stato verranno promosse tutte le possibili azioni nelle diverse sedi

competenti.

L’andamento del periodo, epurato degli effetti negativi prodotti dalla suddetta sanzione,

sarebbe stato il seguente.

DATI ECONOMICI PRO-FORMA 30.09.12 30.09.11 Var. %

EBITDA 492,9 470,1 4,8%

EBIT 229,6 136,5 68,2%

Risultato netto pro - formato 71,5 68,9 3,8%

Utile (perdita) di competenza di terzi 6,8 5,5 24,1%

Risultato netto di competenza del Gruppo 64,7 63,4 2,1%

Sanzione AGCM 8,3

100,0%

Risultato netto di competenza del Gruppo post

sanzione 56,4 63,4 -11,0%


Flash sull’andamento delle Aree Industriali


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I risultati economici, patrimoniali e finanziari al 30 settembre 2012 per Area Industriale,

sono commentati non considerando gli effetti della sanzione comminata ad ACEA

dall’AGCM.

Si ricorda altresì che i dati economici al 30 settembre 2011 comprendevano quelli

prodotti dal 1° gennaio e fino alla data del closing dalle società della disciolta joint

venture tra ACEA e GDF Suez: per questo motivo viene fornito di seguito il dettaglio delle

variazioni utili a pro formare l’EBITDA del 2011 al fine di rendere più proficuo il confronto.

In particolare si è proceduto alla eliminazione dell’EBITDA delle società cedute e ad

esporre i dati di quelle acquisite sulla base della percentuale di possesso attuale.

Si segnala, inoltre, che nella tabella di posizione finanziaria netta per area, il valore di

indebitamento di ACEA S.p.A. è comprensivo dei flussi relativi all’Illuminazione Pubblica.

€ milioni 30.09.2012 30.09.2011 Variazione

EBITDA consolidato 492,9 470,1 22,8

Variazione perimetro:

Energia: 0,0 (0,3) 0,3

Produzione 0,0 2,7 (2,7)

Trading (JV) 0,0 (6,6) 6,6

Vendita 0,0 3,6 (3,6)

Ingegneria 0,0 (0,2) 0,2

Totale variazione Perimetro 0,0 (0,5) 0,5

EBITDA pro-formato delle variazioni di perimetro

492,9 469,6 23,3

VARIAZIONE EBITDA A PARITA' DI PERIMETRO


RETI 189,9 186,3 3,6

ENERGIA 41,6 46,1 (4,5)

Produzione 22,4 16,6 5,8

Trading (JV)/Energy management (5,1) (0,3) (4,8)

Vendita 24,3 29,8 (5,5)

INGEGNERIA 6,1 5,3 0,7

IDRICO: 229,8 230,9 (1,1)

Estero 7,6 5,9 1,7



6


Lazio - Campania 159,6 167,6 (8,0)

Toscana - Umbria 62,5 57,4 5,1

AMBIENTE 35,7 17,2 18,5

ACEA (Corporate) (10,1) (16,2) 6,1

Totale EBITDA a parità di perimetro 492,9 469,6 23,3

Posizione finanziaria netta (€ milioni) 30.09.2012 31.12.2011 Variazione

RETI * (910,6) (853,8) (56,8)

ENERGIA (388,9) (229,6) (159,2)

Produzione (159,6) (149,2) (10,4)

Energy Management/AEH 47,7 34,0 13,8

Vendita (277,1) (114,4) (162,6)

INGEGNERIA (9,6) (7,4) (2,2)

IDRICO: (753,8) (626,7) (127,1)

Estero 3,8 1,7 2,0

Lazio - Campania (550,7) (436,8) (113,9)

Toscana - Umbria (206,9) (191,6) (15,3)

AMBIENTE (183,0) (218,7) 35,7

ACEA (413,6) (389,5) (24,0)

Totale (2.659,5) (2.325,8) (333,7)

* Non comprende la quota di indebitamento relativo al ramo IP di ACEA.

Investimenti (€ milioni) 30.09.2012 30.09.2011 VARIAZIONE

RETI 72,4 87,7 (15,2)

ENERGIA 23,6 12,2 11,4

Produzione 17,4 6,5 10,9

Energy Management/AEH 0,4 1,0 (0,6)

Vendita 5,8 4,7 1,1

INGEGNERIA 0,5 0,2 0,3

IDRICO: 164,1 153,5 10,6

Estero 0,3 0,4 (0,2)

Lazio - Campania 112,7 108,5 4,2

Toscana - Umbria 51,1 44,5 6,6

AMBIENTE 25,2 16,1 9,2

ACEA 119,6 5,5 114,1

Totale 405,4 275,2 130,2



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Area Industriale Reti

L’EBITDA al 30 settembre 2012 si è attestato a € 189,9 milioni e si è incremento di € 3,6

milioni rispetto al medesimo periodo dell’esercizio precedente, principalmente per effetto

della crescita registrata da ACEA Distribuzione (+ € 4,5 milioni) in conseguenza

dell’incremento del margine energia dell’attività di distribuzione e misura. Tale margine

infatti è stimato in ossequio a quanto deliberato con ARG/elt 199/11 dall’Autorità

dell’energia elettrica e per il gas in riferimento quarto periodo regolatorio 2012 – 2015.

Per quanto attiene ARSE si segnala una riduzione del margine operativo lordo di € 2,2

milioni essenzialmente dovuto alle minori attività svolte nell’ambito del business del

fotovoltaico.

La pubblica illuminazione nel Comune di Roma registra un EBITDA – pari a € 2,7 milioni -

sostanzialmente in linea rispetto a quello del 30 settembre 2011 (€ 3,5 milioni).

Con riferimento all’organico la consistenza media a settembre è pari a 1.420 unità

inferiore di 67 unità rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio, attribuibili

interamente ad ACEA Distribuzione.

L’indebitamento finanziario netto del periodo è pari a € 910,6 milioni e si incrementa

rispetto alla fine dell’esercizio 2011 di € 56,8 milioni attribuibile all’effetto prodotto dal

pagamento dei dividendi complessivamente pari a € 42,9 milioni (€ 32 milioni da ACEA

Distribuzione e € 10,9 milioni da ARSE) e dai maggiori pagamenti a fornitori dell’Area per

circa € 50 milioni, parzialmente compensati dagli incassi derivanti dall’attività di

realizzazione di impianti fotovoltaici per conto di terzi (+ € 8 milioni) ed ai maggiori

incassi ricevuti nel periodo dai grossisti (+ € 30 milioni).

Gli investimenti dell’Area si attestano a € 72,4 milioni e si riducono di € 15,2 milioni: la

variazione è prevalentemente attribuibile ad ARSE per € 12,2 milioni con riferimento agli

impianti di produzione fotovoltaici. Registrano una lieve riduzione di € 2,4 milioni gli

investimenti di ACEA Distribuzione.

Area Industriale Energia

L’Area chiude il periodo con un livello di EBITDA pari a € 41,6 milioni in diminuzione,

rispetto al medesimo periodo dell’esercizio precedente, di € 4,5 milioni a parità di

perimetro; la riduzione discende dall’effetto netto dei seguenti fenomeni:



8

l’attività di generazione, svolta da Acea Produzione, registra un incremento di €

5,8 milioni in conseguenza dell’iscrizione dei ricavi per certificati verdi maturati

dagli impianti di Salisano ed Orte,

il settore della vendita, comprensivo dell’attività di Energy Management, riduce

l’EBITDA per complessivi € 10,3 milioni, principalmente per effetto dell’incremento

dei costi esterni sostenuti nel periodo (€ 5,2 milioni), della chiusura negativa

registrata dall’attività di trading (€ 2,6 milioni), nonché del risultato della

valutazione a fair value dei contratti di copertura del portafoglio che produce un

impatto negativo di circa € 0,2 milioni. Contribuiscono al peggioramento

dell’EBITDA di periodo i maggiori costi esterni registrati da Acea8cento, in parte

legati alle attività svolte dall’outsourcer, per complessivi € 2,3 milioni.

Con riferimento all’organico la consistenza media a settembre si è attestata a 514 unità

inferiori di 63 unità rispetto al 30 settembre 2011.

L’indebitamento finanziario netto del periodo si attesta a € 388,9 milioni e si incrementa,

rispetto alla fine del 2011, di € 159,2 milioni. La variazione in aumento si registra in tutte

le aree di attività con particolare riferimento alla vendita (complessivamente + € 148,8

milioni) essenzialmente per effetto della crescita del capitale circolante netto di Acea

Energia.

All’incremento contribuisce anche Acea Produzione (+ € 10,4 milioni) per effetto del

pagamento degli investimenti di repowering delle centrali di Salisano e Orte.

Gli investimenti dell’Area si attestano a € 23,6 milioni e crescono di 11,4 milioni

essenzialmente attribuibili ad Acea Produzione.

Area Industriale Idrico (ivi compresa la Funzione Ingegneria e Servizi)

L’EBITDA dell’Area si è attestato al 30 settembre 2012 a € 235,9 milioni e decresce di €

0,4 milioni rispetto al medesimo periodo dello scorso anno. L’incremento risulta così

articolato:

Gestioni idriche Lazio - Campania - € 8,0 milioni

Gestioni idriche Toscana - Umbria + € 5,1 milioni

Gestioni idriche estero + € 1,7 milioni

Ingegneria e Servizi + € 0,8 milioni



9

I ricavi aumentano di € 26,5 milioni principalmente per effetto dell’incremento tariffario;

registrano una crescita quelli operanti nel Lazio - Campania per € 15,1 milioni, in

particolare: ACEA Ato2 per € 13,5 milioni ed ACEA Ato5 per € 1,5 milioni: le società

operanti in Toscana ed Umbria contribuiscono alla crescita per € 7,6 milioni, nel

dettaglio: Publiacqua per € 3,4 milioni, Acquedotto del Fiora per € 2 milioni, il Gruppo

Acque per € 1,9 milioni, Umbra Acque e Nuove Acque complessivamente per € 1,8

milioni. Contribuiscono all’incremento le Società Estere per € 2,7 milioni e le Società di

Ingegneria per € 1,1 milioni.

I costi operativi aumentano complessivamente di € 18,1 milioni: la variazione è

essenzialmente attribuibile ad ACEA Ato2 (+ € 17,2 milioni) quale conseguenza

dell’emergenza idrica che ha caratterizzato l’estate 2012 che ha comportato il

sostenimento di maggiori costi di acquisto di energia elettrica, nonché per gli oneri

sostenuti nel periodo in conseguenza del sequestro dei depuratori del Bacino Sud.

Contribuiscono alla variazione anche (i) ACEA Ato5 che registra un aumento dei costi per

servizi, in particolare per consumi di energia elettrica, di € 2,2 milioni, (ii) Publiacqua per

€ 1,9 milioni, (iii) GORI per € 1,7 milioni. Tutte le società idriche hanno sopportato nel

periodo di osservazione le conseguenza della siccità estiva.

L’organico medio dell’Area si attesta a 4.528 unità inferiore rispetto al medesimo periodo

del precedente esercizio di 203 unità, riferibile principalmente ad Agua Azul Bogotà E

ACEA Ato2.

Gli investimenti dell’Area si attestano a € 164,6 milioni e crescono di € 10,9 milioni

rispetto al corrispondente periodo dello scorso esercizio. L’incremento risulta così

articolato:

Gestioni idriche Lazio - Campania + € 4,2 milioni


Gestioni idriche estero - € 0,2 milioni


L’indebitamento finanziario dell’Area si attesta, al termine del terzo trimestre

dell’esercizio, a € 763,4 milioni e cresce di € 129,3 milioni, rispetto alla fine del

precedente esercizio, in quanto ammontava a € 634,1 milioni. L’incremento risulta così

articolato:

Gestioni idriche Lazio - Campania + € 113,9 milioni



10


Gestioni idriche estero - € 2,0 milioni


La principale crescita è attribuibile ad ACEA Ato2 per € 109,9 milioni in conseguenza del

fabbisogno generato dal pagamento dei dividendi 2011 (€ 48,4 milioni) e dei fornitori. Si

segnala altresì l’incremento dell’indebitamento delle Società del Gruppo Acque (+ € 12,9

milioni).

Area Industriale Ambiente

L’Area chiude il periodo in esame con un livello di EBITDA pari a € 35,7 milioni e registra

una sensibile crescita rispetto al medesimo periodo del 2011, pari complessivamente a €

18,5 milioni per effetto principalmente dell’aumento del margine industriale dell’impianto

di San Vittore (+ € 15,2 milioni) in conseguenza del funzionamento delle nuove linee

entrate in funzione ad aprile e luglio 2011. Contribuiscono al risultato del periodo anche

SAO (+ € 0,5 milioni) che registra un maggior margine industriale, prevalentemente

attribuibile alla riduzione dei costi operativi sostenuti per manutenzioni e smaltimenti, ed

il Gruppo Aquaser (+ € 1 milione) anche grazie al contributo di ISA acquisita nel mese di

aprile 2011.

L’organico medio del periodo si attesta a 200 unità e risulta in crescita di 6 unità

principalmente attribuibili all’espansione dell’organico in forza alla Società ISA.

Gli investimenti dell’Area si attestano a € 25,2 milioni e registrano una crescita di € 9,1

milioni rispetto al medesimo periodo dell’esercizio precedente, principalmente per effetto

degli interventi di revamping in corso sull’impianto termovalorizzatore di Terni e sulla

prima linea di quello di San Vittore, che hanno avuto un accelerazione nel corso del terzo

trimestre.

L’indebitamento finanziario dell’Area si è attestato a € 183 milioni e si riduce di € 35,7

milioni rispetto alla fine dell’esercizio 2011 (ammontava € 218,7 milioni) essenzialmente

per effetto dell’incasso dei crediti vantati da ARIA verso il GSE in seguito alla

sottoscrizione della Convenzione definitiva in regime CIP 6/92 che regola il ritiro

dell’energia delle due nuove linee dell’impianto di termovalorizzazione di San Vittore del

Lazio.



11

Si segnala un miglioramento dell’indebitamento registrato da SAO (€ 6,5 milioni) in

conseguenza dei maggiori incassi ricevuti nel periodo di osservazione. Il Gruppo Aquaser

contribuisce alla variazione dell’indebitamento di Area per complessivi + € 0,2 milioni.

ACEA Corporate

ACEA chiude il periodo in osservazione con un livello di EBITDA negativo per € 10,1

milioni rispetto a € 16,2 milioni del 30 settembre 2011. Il miglioramento di € 6,1 milioni

è il risultato dell’effetto combinato (i) dell’aumento dei ricavi per contratti di servizio (€

5,9 milioni), (ii) della diminuzione dei costi per consulenze e spese di comunicazione (€

4,1 milioni) in conseguenza della politica di contenimento dei costi adottata nel corso del

2012, (iii) della riduzione dei canoni di locazione (€ 4,8 milioni) per effetto dell’acquisto

della sede aziendale in data 23 gennaio 2012, compensati (iv) dell’incremento dei costi

operativi legati alle attività c.d. di Facility Management (€ 1,1 milioni) e (v)

dall’incremento del costo del lavoro (+ € 6,6 milioni) registrata rispetto al 30 settembre

2011 in larga parte attribuibile al reintegro dei dipendenti del ramo d’azienda affittato a

Marco Polo (+ € 4,9 milioni), il cui contratto è scaduto al 31 dicembre 2011, nonché per

effetto dell’aumento dell’organico.

L’organico medio al 30 settembre 2012 si attesta a 677 unità e registra una crescita

rispetto al medesimo periodo del 2011 di 130 unità, dovuto come in precedenza

descritto, all’accentramento delle funzioni aziendali anche in riferimento alle attività

svolte in precedenza da Marco Polo.

L’indebitamento finanziario netto del periodo è pari a € 413,6 milioni e registra una

crescita rispetto alla chiusura dell’esercizio precedente di € 24,0 milioni (era € 389,5

milioni), in conseguenza dagli eventi straordinari avvenuti nel corso del periodo, quale

l’acquisto della Sede societaria (- € 110 milioni) ed il pagamento a GDF Suez Energia

Italia, in data 3 agosto 2012, a fronte di fornitura di energia elettrica (- € 44 milioni),

nonché le variazioni di fair value degli strumenti finanziari (- € 13,6 milioni),

parzialmente mitigati dall’incasso dei dividendi 2011, complessivamente pari a circa €

128 milioni.

Gli investimenti di periodo si attestano a € 119,6 milioni e rispetto al 30 settembre 2011

registrano un incremento di € 114,1 milioni, attribuibili principalmente all’acquisto della

Sede societaria in Roma.

Andamento della gestione nel periodo 12


Andamento della gestione nel periodo

Andamento dei mercati azionari internazionali e del titolo ACEA

Nei primi nove mesi del 2012, le Borse internazionali hanno attraversato fasi

contrastanti. Dopo un iniziale clima di ottimismo, l’andamento dei mercati azionari ha

risentito dell’incertezza sui tempi e sulle modalità di uscita dalla crisi dell’Eurozona. Dal

mese di marzo, in particolare, il riaccendersi delle preoccupazioni della Comunità

finanziaria per una possibile uscita della Grecia dall’Eurozona, per la crisi in Spagna e

Portogallo e per l’“inasprimento” in Italia del dibattito politico sulle riforme da realizzare,

hanno provocato una risalita dei differenziali di rendimento sia dei BTP che dei Bonos

rispetto ai corrispondenti Bund tedeschi.

Tuttavia, il saldo complessivo del periodo oggetto di analisi è risultato positivo, grazie

alle misure adottate dall’Unione Europea e dai Paesi Membri e all’intervento della Banca

Centrale Europea (BCE), che ha impresso una svolta fondamentale alla politica di

sostegno dei debiti sovrani.

Nei primi nove mesi del 2012, gli indici della Borsa Italiana hanno registrato le seguenti

variazioni: FTSE Italia All Share +0,9%, FTSE Italia Mid Cap -4,9% e il FTSE MIB è

rimasto sostanzialmente invariato.

In tale contesto macroeconomico, gli investitori hanno mostrato in generale un minor

interesse verso le utilities, che hanno evidenziato nel trimestre una performance

sostanzialmente negativa.

Il titolo ACEA ha registrato il 30 settembre 2012 un prezzo di riferimento pari a € 4,650

(capitalizzazione: € 990,3 milioni) in flessione, rispetto al 31 dicembre 2011, del

4,87%. Nei primi nove mesi del 2012, il valore massimo di € 5,385 è stato raggiunto il

15 marzo, mentre il valore minimo di € 3,64 il 13 giugno.

Nel corso del periodo oggetto di analisi, i volumi medi giornalieri sono stati pari a

128.187 (293.783 nei primi nove mesi del 2011).



(fonte: Bloomberg)

Si riportano di seguito i grafici normalizzati sull’andamento del titolo ACEA confrontato

con gli indici di Borsa.

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

30/12/11 19/01/12 08/02/12 28/02/12 19/03/12 10/04/12 30/04/12 21/05/12 08/06/12 28/06/12 18/07/12 07/08/12 28/08/12 17/09/12

Acea

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

5,0

5,5

6,0

6,5

7,0

7,5

8,0

30/12/2011 27/01/2012 24/02/2012 23/03/2012 24/04/2012 23/05/2012 20/06/2012 18/07/2012 16/08/2012 13/09/2012

Acea FTSE Italia Mid Cap

FTSE Italia All Share

FTSE Mib

(euro)

(grafico normalizzato ai valori di Acea – Fonte Bloomberg)

(euro)



Nel corso dei primi nove mesi del 2012 sono stati pubblicati circa 90 studi/note sul titolo

ACEA.

Nel terzo trimestre 2012 il titolo ACEA registra, rispetto al 30 giugno 2012, una

flessione pari allo 0,90%.

Nel periodo il valore massimo di € 5,005 è stato raggiunto il 13 settembre mentre, il

valore minimo di € 3,966 il 24 luglio. I volumi medi giornalieri sono stati pari a 65.209

(sensibilmente inferiori rispetto ai 293.585 del terzo trimestre 2011).

Var.% 30/9/2012

(rispetto al 31/12/11)

Acea -4,87%

FTSE Italia All Share +0,93%

FTSE Mib +0,04%

FTSE Italia Mid Cap -4,87%

Var.% 30/9/2012

(rispetto al 30/6/12)

Acea -0,90%

FTSE Italia All Share +5,36%

FTSE Mib +5,75%

FTSE Italia Mid Cap +6,29%

(fonte: Bloomberg)

(fonte: Bloomberg)



Contesto di riferimento

Nei primi nove mesi del 2012 la domanda di energia elettrica in Italia (245.680 GWh) 1

ha mostrato un decremento del 2,3%, rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente;

in termini decalendarizzati la variazione in diminuzione è pari al 2,7%. La potenza

massima richiesta sulla rete nazionale, pari a 48.207MW, e registrata il 12 settembre,

alle ore 12.00, è stata inferiore di circa l’8% rispetto alla punta massima registrata nel

corrispondente mese dell’anno precedente. Il fabbisogno di energia elettrica è stato

coperto per l’87,8% con la produzione nazionale (per il 63,6% con energia

termoelettrica, per il 12,7% con fonti idroelettriche e per l’11,5% con produzione

geotermica e da altre fonti rinnovabili) e per la quota restante, pari al 12,2%, facendo

ricorso alle importazioni dall’estero.

In tale contesto, la produzione nazionale netta (217.544 GWh) evidenzia un decremento,

pari all’1,6%, contenuto rispetto al saldo con l’estero che presenta un decremento più

significativo e pari al 6,6%. La fonte idroelettrica (- 16,2%), quella termoelettrica (-

4,3%) e quella geotermoelettrica (- 1,3%) hanno mostrato un decremento rispetto al

medesimo periodo dello scorso anno; le altre fonti energetiche hanno invece mostrato un

significativo incremento rispetto allo stesso periodo dell’anno scorso. Da segnalare, in

particolare, la rilevante crescita della produzione fotovoltaica (+91,3%).

1 Fonte: Terna – Settembre 2012, rapporto mensile sul sistema elettrico

GWh GEN - SETT

2012 GEN - SETT

2011 Var. %

2012/2011

Produzione Netta

-Idroelettrica 31.512 37.599 (16,2)

-Termoelettrica 157.631 164.778 (4,3)

-Geotermoelettrica 3.930 3.981 (1,3)

-Eolica 9.092 6.628 37,2

-Fotovoltaica 15.379 8.040 91.3

Produzione Netta Totale 217.544 221.026 (1,6)

Importazione 32.160 33.591 (4,3)

Esportazione 1.985 1.301 52,6

Saldo Estero 30.175 32.290 (6,6)

Consumo pompaggi 2.039 1.790 13,9

Richiesta di Energia Elettrica 245.680 251.526 (2,8)



Nel corso dei primi nove mesi del 2012 l’energia elettrica scambiata nel Mercato del

Giorno Prima è stata mediamente inferiore rispetto al medesimo periodo del 2011. La

fase di bassa domanda elettrica con volumi di energia scambiati in flessione del 7,1% su

base annua è principalmente da ascrivere alla fase economica recessiva. Il prezzo di

acquisto dell’energia elettrica nella borsa italiana (prezzo PUN) ha così fatto registrare

una sensibile flessione portandosi a 76,77 €/MWh, con una flessione di quasi 9 €/MWh

rispetto al mese precedente.

Liquidità su MGP 2

Per quanto attiene alla borsa elettrica il prezzo medio di acquisto (PUN), dopo i rialzi del

trimestre giugno – agosto, è sceso a 76,77 €/MWh, e presenta a settembre 2012 una

riduzione di 4,54 €/MWh rispetto allo stesso mese del 2011 (- 5,6%). L’analisi per gruppi

di ore rivela una diminuzione sia su base annua di 7,66 €/MWh (- 8,3%) nelle ore di

picco che di 2,07 €/MWh (- 2,8%) nelle ore fuori picco, con prezzi che si attestano

rispettivamente a 85,23 €/MWh e 72,53 €/MWh. Il rapporto del prezzo picco/baseload, è

1,11 risalito dopo l’1,02 che rappresenta il minimo storico fatto registrare nel mese di

agosto. I prezzi medi di vendita in tutte le zone hanno evidenziato un calo sia rispetto al

medesimo periodo di un anno fa che rispetto ai mesi estivi.

In Sardegna, la bassa domanda e la rimozione delle limitazioni sul transito con il

continente, hanno portato ad una riduzione consistente del prezzo che si attesta a €

74,93 €/MWh, riallineandosi ai prezzi delle zone continentali dove i prezzi oscillano tra i

72,24 €/MWh del Sud ed i 76,03 €/MWh del Nord.

2 Fonte: GME – Settembre 2012, Newsletter del GME



Prezzo di acquisto PUN 2

Prezzo sulle Borse Elettriche Europee (media aritmetica €/MWh) 2

Volumi Annuali e Mensili sui mercati spot sulle Borse Elettriche Europee 2

IPEX: Italian Power Exchange, borsa elettrica italiana;

EEX: European Energy Exchange, borsa elettrica tedesca;

PowerNext: borsa elettrica francese;



OMEL: Compañía Operadora del Mercado Español de Electricidad, borsa elettrica spagnola;

NordPool: borsa elettrica scandinava (Norvegia, Svezia, Danimarca, Finlandia);

A settembre 2012 il prezzo del petrolio europeo di riferimento si mantiene intorno al 113

$/bbl, rallentando la dinamica rialzista registrata nel corso dei due mesi precedenti e

uguagliando il livello toccato nel 2011.

Sulle Borse elettriche il mese di settembre evidenzia movimenti congiunturali di rilievo

esclusivamente sul prezzo italiano, attestato a 76,77 €/MWh e in calo circa del 10%, a

fronte di variazioni decisamente più contenute apprezzate nel resto d’Europa (44/48

€/MWh, -4/+4%). Più omogenee, invece, le dinamiche tendenziali che rivelano una

generale contrazione dei prezzi in tutto il continente, più marcate in Spagna e nell’area

tedesca (-15/-18%) e meno intensa in Italia e Francia (-6/-7%).

L’attuale divario tra le quotazioni italiane ed europee è previsto in diminuzione dai

mercati futures nel corso del 2013, per effetto di un calo del prezzo italiano, concentrato

soprattutto nel primo trimestre del nuovo anno.

I consumi di gas di settembre, in fisiologico aumento rispetto ad agosto, segnano il

maggior ribasso tendenziale (-12%) da cinque mesi a queste parte, trainato dalla

contrazione del settore termoelettrico. Il conseguente riempimento degli stoccaggi, ormai

oltre la soglia del 90%, rallenta il flusso di iniezione rispetto ai mesi precedenti.

La domanda aggregata (4.456 mcm) risulta in fisiologico aumento rispetto ad agosto

(+11%) ma in netto calo rispetto al mese di settembre dell’anno precedente (- 12%),

confermando così il calo tendenziale mediamente già registrato nei primi otto mesi

dell’anno. Riflettendo le tipiche dinamiche stagionali, i principali prelievi continuano a

risultare quelli del settore termoelettrico (2.122 mcm che rappresentano il 48% del totale

prelevato), stabili rispetto ad agosto ma in netta flessione (-19%) su base tendenziale,

confermando l’andamento in essere da inizio anno e la condizione del settore

termoelettrico, compresso tra bassi consumi e aumento della produzione rinnovabile. La

domanda civile risulta in linea con i livelli stagionali registrando il tipico aumento rispetto

ad agosto (+36%).



Mercato del Gas Italiano 2

La quotazione mensile del PSV, dopo l’interruzione ad agosto del trend al ribasso in atto

da inizio anno, a settembre si attesta a 27,32 €/MWh, risultando in leggero aumento

congiunturale (+1,6%) e in marcato calo tendenziale del 10%. La quotazione

relativamente bassa, a fronte di una ripresa più intensa delle quotazioni sulle altre piazze

europee, porta l’ordinario disallineamento con queste ultime ai minimi storici, registrando

un valore medio di poco superiore ad 1 €/MWh.

Andamento del greggio e del tasso di cambio. Media aritmetica 2

In merito ai mercati energetici europei si registrano a settembre prezzi stabili sul Brent, a

fronte di incrementi sia congiunturali che tendenziali osservati sui mercati dei derivati



petroliferi e, soprattutto, del gas. Su questi ultimi si segnala in particolare il graduale

allineamento delle quotazioni del PSV, storicamente più elevate, agli hub centro-europei.

Sulle borse elettriche, tutte in significativo calo rispetto al 2011, variazioni congiunturali

di rilievo si evidenziano esclusivamente sul mercato italiano, dove i prezzi si riportano sui

livelli minimi degli ultimi quattro mesi.



Area Industriale Reti

Distribuzione di energia elettrica

Quadro normativo

Si rinvia al Resoconto Intermedio di Gestione al 31 marzo 2012 e al Bilancio Consolidato

Semestrale Abbreviato 2012 per la descrizione delle delibere adottate dell’Autorità per

l’energia e il gas (AEEG) nel corso rispettivamente del primo e del secondo trimestre

2012.

Di seguito le delibere adottate ed i documenti di consultazione emanati dall’AEEG nel

corso del terzo trimestre 2012.

3 luglio 2012 – Determina 3/DIEG/2012: Standardizzazione dei contenuti e

delle modalità operative dei flussi informativi tra distributori e venditori di

energia elettrica di cui all’Allegato A alla deliberazione dell’Autorità 1 marzo

2012, 65/2012/R/eel.

In esito agli incontri svolti dall’AEEG con gli operatori, sono stati definiti i formati dei

flussi informativi relativi alla messa a disposizione da parte dei distributori dei dati di

misura dei punti di prelievo. Inoltre, la determina ha:

stabilito tempistiche di entrata in vigore differenziate, in modo da mitigare

l’impatto dovuto dalla contemporanea entrata in vigore. I primi flussi che saranno

operativi riguardano i dati di misura relativi ai punti di prelievo trattati orari

(flusso periodico e flusso di rettifica), il cui avvio è previsto dal 1° febbraio 2013;

modificato ed integrato alcune delle disposizioni definite dalla delibera

65/2012/R/eel. In particolare, è stata inserita anche l’indicazione in merito al fatto

che il dato di misura abbia superato o meno il processo di validazione previsto dal

distributore. Tale informazioni si affianca agli attributi del dato di misura già

previsti (dato “effettivo” oppure dato “stimato”).

5 luglio 2012 – Delibera 280/2012/E/com: Avvio di procedimento per

l’attuazione delle disposizioni in materia di piani di sviluppo delle reti di

distribuzione dell’energia elettrica.

L’AEEG ha avviato un procedimento finalizzato all’adozione di strutture e formati

standardizzati per la predisposizione dei piani di sviluppo da parte delle imprese di

distribuzione, al fine di incrementare gli strumenti di controllo della fase di pianificazione



dello sviluppo delle reti di distribuzione e di rendicontazione degli investimenti ai fini dei

riconoscimenti tariffari.

Nell’ambito del procedimento, l’AEEG intende analizzare i criteri di individuazione delle

esigenze di investimento, i criteri di valutazione delle priorità di investimento, i criteri di

valutazione dei costi e dei benefici connessi a ciascun investimento programmato, le

modalità di coordinamento con Terna S.p.A. e con altre imprese distributrici e le modalità

di presentazione e formato dei piani di sviluppo.

12 luglio 2012: Delibera 287/2012/R/eel: Restituzione dell’incentivo per

l’utilizzo dei misuratori elettronici ai fini della continuità del servizio di

distribuzione dell’energia elettrica, erogato all’impresa A.I.M. Servizi a rete

S.r.l. con la deliberazione dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas 15

dicembre 2011, ARG/elt 184/11.

In esito alla verifica ispettiva svolta presso la sede della società di distribuzione AIM

Vicenza, l’AEEG ha disposto la restituzione dell’incentivo già erogato per il

raggiungimento dell’obiettivo di rilevazione delle interruzioni tramite misuratori elettronici

di almeno l’85% dei clienti BT effettivamente interrotti entro il 31 dicembre 2010 (pari a

209.084,22 euro).

L’esito negativo della verifica è dovuto alla non conformità del controllo relativo

all’accertamento che tutti i clienti BT coinvolti nelle interruzioni lunghe o brevi siano stati

registrati come disalimentati.

Nello specifico, l’errore commesso da AIM Vicenza nel registrare il numero di clienti BT

interrotti per l’anno 2011 è risultato superiore all’errore massimo ammissibile del 7,5%

rispetto a tutte le interruzioni oggetto del controllo a campione.

19 luglio 2012 – Delibera 294/2012/R/eel : Disposizioni urgenti in materia di

regolazione delle connessioni temporanee alle reti di distribuzione dell’energia

elettrica in media e bassa tensione.

In tema di connessioni temporanee in media e bassa tensione, l’AEEG ha apportato, con

decorrenza immediata, le seguenti modifiche alla regolazione vigente:

sospensione dell’obbligo di misura dei consumi, e quindi di installazione dei

misuratori, per le forniture temporanee i cui kWh vengono valorizzati tramite

forfait;

estensione alle connessioni temporanee destinate ad usi domestici

dell’agevolazione prevista sino al 31 dicembre 2012 per gli spettacoli viaggianti in

merito all’applicazione del contributo in quota fissa per disattivazioni e attivazioni



a seguito di morosità di cui alla Tabella 8, lettera a), del TIC e del corrispettivo in

quota fissa a copertura dei costi amministrativi di cui alla Tabella 2 del TIC;

modifica da 30 kW a 40 kW del limite di potenza disponibile richiesta al di sotto

della quale si evita, per la determinazione dei corrispettivi per la connessione, il

ricorso al criterio della spesa relativa;

introduzione di indicatori di qualità specifici per le connessioni temporanee (TIQE);

applicazione del preventivo rapido a cura del venditore per l’energizzazione,

l’aumento o la diminuzione di potenza delle connessioni temporanee esistenti, per

potenze disponibili prima e dopo l’attivazione o la variazione entro i 40 kW.

26 luglio 2012 – Delibera 311/2012/R/eel: Determinazione dei livelli

tendenziali di continuità del servizio di distribuzione di energia elettrica, degli

ambiti territoriali soggetti ad incentivazione speciale e degli ambiti territoriali

soggetti alla decelerazione dell’incentivazione.

Sono stati determinati i livelli di partenza ed i livelli obiettivo per gli anni 2012-2015 per

ciascun ambito territoriale (in alta, media e bassa concentrazione) delle imprese

distributrici per le quali si applica la regolazione incentivante della durata e del numero

delle interruzioni senza preavviso.

Con riferimento ad ACEA Distribuzione, il livello di partenza delle interruzioni per utente

BT:

per la durata, è superiore ai livelli obiettivo definiti per l’anno 2012 in tutti gli

ambiti territoriali;

per il numero, è inferiore rispetto ai livelli obiettivo definiti per l’anno 2012 in tutti

gli ambiti territoriali.

L’AEEG ha inoltre individuato gli ambiti territoriali – caratterizzati da livello di partenza al

2012 superiore ad una volta e mezza rispetto al livello obiettivo da raggiungere entro il

2015 – per i quali si prevede un’extra-remunerazione nel caso di raggiungimento del

livello obiettivo previsto al 2015.

Per ACEA Distribuzione, tale incentivazione speciale riguarda la durata annua delle

interruzioni per utente BT:

in alta concentrazione, dove il livello di partenza è di 41,28 minuti (a fronte di un

livello obiettivo di 25 minuti);

in bassa concentrazione, dove il livello di partenza è 95,47 minuti (a fronte di un

livello obiettivo al 2015 di 60 minuti).



26 luglio 2012 – Delibera 328/2012/R/eel: Disposizioni di attuazione della

deliberazione dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas 226/2012/R/eel,

relative alla saturazione virtuale delle reti elettriche.

L’AEEG è intervenuta nuovamente in materia di connessione degli impianti di produzione,

al fine di superare il problema della saturazione virtuale della rete elettrica (dovuta ad un

eccesso di preventivi accettati per impianti di produzione). Con decorrenza 27 luglio u.s.,

sono state apportate le seguenti modifiche al TICA:

ripristino delle cause di decadenza dei preventivi accettati per mancanza del

rispetto, da parte del richiedente, dei tempi di comunicazione al gestore di rete

dell’avvio dei procedimenti autorizzativi e dei lavori di realizzazione dell’impianto

di produzione;

reintroduzione dell’obbligo di sollecito da parte del gestore di rete qualora le

suddette comunicazioni non vengano inviate, entro le tempistiche indicate, dal

richiedente, pena la decadenza del preventivo;

revisione dei criteri di prenotazione della capacità di rete che diviene definitiva,

all’atto di accettazione del preventivo, per le connessioni di impianti con potenza

nominale non superiore ad 1 MW, mentre rimane temporanea in tutti gli altri casi,

nei quali la soluzione tecnica definita dal gestore di rete assumerà un valore

indicativo, con la possibilità di quest’ultimo di poter modificare, confermare ovvero

far decadere la STMG oggetto di autorizzazione.

26 luglio 2012 – Documento per la consultazione 322/2012/R/eel: Revisione

del Testo integrato per lo scambio sul posto.

L’AEEG ha formulato le proprie proposte di modifica della disciplina dello scambio sul

posto, prevedendo in particolare:

l’introduzione di corrispettivi unitari di scambio forfetario per valorizzazione del

contributo erogato a ciascun punto di scambio. Tali corrispettivi saranno definiti e

pubblicati dall’AEEG in funzione della tipologia del punto di prelievo nella titolarità

del cliente finale, dei valori di potenza disponibile e della potenza impegnata e

della tipologia di tariffa applicata (D2 o D3 nel caso di utenze domestiche in bassa

tensione). Ai fini della valorizzazione, per ciascun punto di scambio le predette

informazioni dovranno essere comunicate al GSE dalle imprese di distribuzione;

l’introduzione di penali a carico delle imprese di distribuzione, nel caso di ritardi

nella messa a disposizione dei dati di misura al GSE entro determinate

tempistiche.



2 agosto 2012 – Delibera 336/2012/R/eel: Modificazioni all’Allegato A alla

deliberazione 29 dicembre 2011, Arg/elt 198/11, in materia di rimborsi

automatici agli utenti per interruzioni prolungate e di tensioni di fornitura in

bassa tensione.

Con riferimento alla qualità del servizio, l’AEEG ha modificato il TIQE, disponendo:

l’applicazione della Norma CEI 8-6 in materia di tensioni di alimentazione nelle reti

di distribuzione in BT;

l’esclusione del rimborso automatico per le interruzioni su utenti BT c.d.

prolungate estese anche alle interruzioni dovute ad ordini impartiti per

accertamenti inerenti all’impianto d’utenza o all’utente medesimo.

2 agosto 2012 – Delibera 338/2012/R/eel: Determinazione dell’ammontare di

perequazione dei costi commerciali della distribuzione elettrica, sostenuti per la

clientela in bassa tensione per l’anno 2009.

L’AEEG ha comunicato la determinazione dell’ammontare di perequazione dei costi

commerciali della distribuzione elettrica, sostenuti per la clientela in BT per l’anno 2009.

Per ACEA Distribuzione l’ammontare è pari a zero. L’AEEG ha precisato di non aver

riconosciuto alla società gli oneri legati alla “Funzione operativa condivisa tecnica di

telecontrollo, di manutenzione e servizi tecnici”, attribuiti al comparto “operazioni

commerciali funzionali all'erogazione del servizio di distribuzione e attività finalizzate alla

costruzione dei bilanci energetici delle reti di distribuzione”.

2 agosto 2012 – Delibera 339/2012/R/eel: Disposizioni urgenti in materia di

servizio di misura dell’energia elettrica prodotta e immessa nelle reti e

integrazioni alla deliberazione dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas n.

88/07 e all’allegato B alla deliberazione ARG/elt 199/11 (TIME).

Con riferimento agli impianti di produzione entrati in esercizio a partire dal 27 agosto

2012 (data di decorrenza delle nuove modalità di incentivazione previste dal c.d. Quinto

Conto Energia) l’AEEG ha introdotto alcune modifiche in tema di responsabilità del

servizio di misura dell’energia immessa e prodotta, prevedendo che:

la responsabilità dell’installazione e manutenzione dei misuratori sia a carico dei

distributori per tutti gli impianti di produzione in BT e per gli impianti di

produzione in MT e AT con potenza nominale fino a 20 kW;

la responsabilità del servizio di raccolta e validazione sia sempre a carico del

distributore, con l’obbligo che le apparecchiature di misura installate dai titolari



degli impianti di produzione (ove responsabili dell’installazione) siano compatibili

con i sistemi di telegestione dei distributori.

Inoltre, entro il 30 novembre di ciascun anno, con riferimento all’anno successivo, i

distributori sono tenuti a pubblicare e trasmettere all’Autorità il corrispettivo previsto per

i casi in cui il produttore – seppur responsabile dell’installazione e della manutenzione –

decida di avvalersi del distributore per le suddette attività.

2 agosto 2012 – Delibera 344/2012/R/eel: Approvazione della modifica

all’Allegato A70 e dell’Allegato A72 al Codice di rete. Modifica della

deliberazione dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas 8 marzo 2012,

84/2012/R/eel.

L’AEEG è intervenuta in materia di generazione distribuita disponendo:

la modifica dell’Allegato A70 del Codice di Rete (“Regolazione tecnica dei requisiti

di sistema della generazione distribuita”);

l’ufficializzazione dell’Allegato A72 del Codice di Rete (“Procedura per la Riduzione

della Generazione Distribuita in condizioni di emergenza del Sistema Elettrico

Nazionale (RIGEDI), che prevede che i distributori eseguano ordini di distacco di

impianti di produzione non programmabili;

la modifica di alcune prescrizioni in merito all’applicazione dell’Allegato A70 agli

impianti connessi in BT ed MT e che entrano in esercizio in data successiva al 31

marzo 2012;

la definizione delle modalità di gestione dei casi di esito negativo del sopralluogo

svolto dalle imprese di distribuzione per verificare l’effettivo adeguamento degli

impianti di produzione in MT con potenza > 50 kW entrati in esercizio entro il 31

marzo 2012.

2 agosto 2012 – Delibera 350/2012/R/eel: Modalità applicative del regime di

compensazione della spesa per la fornitura di energia elettrica sostenuta dai

clienti domestici in gravi condizioni di salute.

L’AEEG ha introdotto modifiche alla disciplina del bonus elettrico per i clienti in gravi

condizioni di salute di cui al decreto interministeriale 28 dicembre 2007, in applicazione al

decreto del Ministero della Salute 13 gennaio 2011. In sintesi:

viene disposta la sostituzione, a decorrere dal 1° gennaio 2013, dell’Allegato A

alla delibera ARG/elt 117/08;



viene introdotto un nuovo meccanismo di compensazione che individua 3 gruppi di

consumi medi annui associati a ciascuna apparecchiatura salvavita e differenziati

in funzione della potenza impegnata (inferiore o superiore a 3 kW);

permane l’obbligo del distributore, prima di procedere all’erogazione del bonus, di

verificare il rispetto delle condizioni per l’ammissione alla compensazione con

riferimento a tutte le informazioni a propria disposizione affinché risultino allineate

a quelle del venditore;

è confermato l’obbligo per le imprese distributrici di dare pubblicità alle

disposizioni dell’AEEG anche tramite il proprio sito internet.

20 settembre 2012 – Delibera 367/2012/R/efr: Verifica del conseguimento, da

parte dei distributori obbligati per l’anno 2011, degli obiettivi specifici

aggiornati di risparmio energetico e disposizioni alla Cassa conguaglio per il

settore elettrico in materia di erogazione del relativo contributo tariffario.

L’AEEG ha determinato l’entità del contributo tariffario da corrispondere alle imprese di

distribuzione per il conseguimento dell’obiettivo di risparmio di energia primaria fissato

per l’anno 2011.

Con riferimento ad ACEA Distribuzione è stato riconosciuto l’importo di circa € 13,5

milioni, da erogarsi da parte di CCSE entro 30 giorni dalla data di notifica del

provvedimento.

27 settembre 2012 – Delibera 394/2012/E/rht: Riordino delle disposizioni in

materia di vigilanza sulla puntuale osservanza del divieto di traslazione della

maggiorazione d’imposta, di cui all’articolo 81, comma 18, del decreto-legge 25

giugno 2008, n. 112, convertito con modificazioni in legge 6 agosto 2008, n.

133.

L’AEEG ha riordinato le disposizioni in materia di vigilanza sull’osservanza del divieto di

traslazione della maggiorazione d’imposta Ires. La disciplina in oggetto – che si applica

anche alle imprese di distribuzione – sostituisce i precedenti provvedimenti in materia

(delibere VIS 109/08 e VIS 133/09).

Con specifico riferimento al provvedimento emanato dall’AEEG, si segnala:

la modifica del riferimento normativo per l’accesso al regime semplificato, che

consente di comunicare il valore dei ricavi e dell’energia distribuita su base

semestrale in un unico invio annuale (entro 45 giorni dal termine civilistico di

approvazione del bilancio di esercizio). Infatti, il riferimento è costituito ora dal

provvedimento relativo alle soglie di fatturato emanato dall’AGCM in attuazione



dell’art. 16 della l. 287/90. Per l’anno 2011 l’AGCM, con provvedimento del 12

settembre 2012, ha aggiornato tale soglia di fatturato fissandola a 474 milioni di

euro;

la possibilità per gli operatori ed i soggetti interessati di presentare osservazioni e

proposte entro 60 giorni dalla pubblicazione del provvedimento in oggetto, al fine

di migliorare ed integrare la disciplina in materia.

Tariffe per il servizio di trasporto

L’anno 2012 rappresenta il primo anno in cui trova applicazione la nuova struttura

tariffaria definita dall’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas (Autorità) per il periodo di

regolazione 2012 - 2015. Le disposizioni normative sono articolate in tre Testi Integrati:

Il “Testo Integrato delle disposizioni dell’Autorità per l’erogazione dei servizi di

trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica (TIT)”, Allegato A alla deliberazione

ARG/elt/199/11, “ Il Testo Integrato delle disposizioni dell’Autorità per l’erogazione del

servizio di misura dell’energia elettrica (TIME)”, Allegato B alla deliberazione

ARG/elt/199/11, e il “ Testo Integrato delle disposizioni dell’Autorità delle condizioni

economiche per l’erogazione del servizio di connessione” (TIC), Allegato C alla

deliberazione ARG/elt/199/11 pubblicata il 29 Dicembre 2011.

L’AEEG ha confermato per il servizio di distribuzione il disaccoppiamento della tariffa

applicata ai clienti finali (c.d. tariffa obbligatoria) rispetto alla tariffa di riferimento per la

determinazione del vincolo ai ricavi ammessi per ciascuna impresa (c.d. tariffa di

riferimento).

La principale novità introdotta rispetto al precedente periodo di regolazione (2008-2011),

è rappresentata dall’introduzione della tariffa di riferimento per il servizio di distribuzione

per impresa, che sostituisce il precedente meccanismo di determinazione dei ricavi

ammessi basato sulla tariffa media nazionale integrata dalle perequazioni generali sulla

distribuzione in AT, AT/MT e BT e dalla perequazione specifica aziendale.

La nuova tariffa, per il primo anno del quarto periodo regolatorio, riconosce per impresa:

il capitale investito netto della filiera di media e bassa tensione ricostruito al 2007

con un criterio parametrico, e quello effettivo a partire dal 2008;

il capitale investito netto effettivo al 2010 sulla filiera di alta tensione e di

trasformazione dalla alta alla media tensione.

Il tasso di remunerazione del capitale investito netto (wacc) è previsto pari al 7,6% per il

servizio di distribuzione sugli investimenti effettuati fino al 31 dicembre 2011, e all’8,6%

sugli investimenti realizzati negli anni successivi. L’incremento dell’1% è legato

all’obiettivo dell’AEEG di compensare il lag temporale esistente tra la realizzazione



dell’investimento e la copertura tariffaria del costo (cd. lag regolatorio). In relazione alla

straordinaria congiuntura economico finanziaria, l’AEEG ha introdotto un meccanismo di

revisione del wacc a metà del periodo regolatorio, basato sull’aggiornamento del

parametro relativo al tasso delle attività prive di rischio.

Sul fronte dei costi operativi, la nuova tariffa per impresa copre i costi specifici attraverso

un coefficiente di modulazione dei costi medi nazionali, che è determinato dall’AEEG in

funzione dei costi effettivi dell’impresa, come risultanti dai conti annuali separati e

riconosciuti nella perequazione specifica aziendale nel 2010, e delle variabili di scala

all’anno 2010.

Ulteriore novità introdotta a partire dal quarto ciclo regolatorio riguarda l’articolazione

della tariffa in base ai punti di prelievo (ad eccezione della tipologia relativa

all’illuminazione pubblica), a differenza del precedente ciclo in cui la tariffa di riferimento

di distribuzione era differenziata oltre che sui punti di prelievo, sul consumo e la potenza.

La scelta è motivata dall’esigenza di stabilizzare i ricavi di distribuzione utilizzando una

variabile meno soggetta alle fluttuazioni della domanda di energia.

L’AEEG con la delibera 157/2012 del 26 Aprile ha approvato la tariffa di riferimento di

ACEA Distribuzione, la quale pur tuttavia riveste ancora carattere di provvisorietà: infatti

la definitiva approvazione è legata alla chiusura del processo di certificazione dei cespiti

che prevede l’invio da parte dell’AEEG delle stratificazioni puntuali delle infrastrutture

entrate in esercizio successivamente al 31 dicembre 2007 utilizzate per il calcolo delle

tariffe di riferimento, ai fini della verifica da parte delle imprese distributrici della

coerenza con le informazioni contabili. La delibera prevede che le eventuali

rideterminazioni della tariffa debbano avvenire in tempo utile per il calcolo degli importi

di perequazione 2012 e comunque entro la scadenza prevista dal TIT per la fissazione

delle tariffe di riferimento per l’anno 2013 (marzo 2013).

A Luglio 2012, l’AEEG ha comunicato la stratificazione degli incrementi patrimoniali

relativi a terreni, linee di distribuzione di alta tensione, stazioni di trasformazione

alta/media tensione entrate in esercizio fino al 31 dicembre 2007 utilizzate per il calcolo

delle tariffe di riferimento 2012. ACEA Distribuzione ha riscontrato alcune incongruenze

e, come previsto dalla delibera 157/2012, ha presentato apposita istanza ai fini della

rettifica/integrazione dei dati.

L’aggiornamento della tariffa di riferimento di distribuzione per gli anni successivi al

primo avverrà individualmente in base agli incrementi patrimoniali comunicati dalle



imprese nell’ambito delle raccolte dati sulla RAB. Il criterio di aggiornamento prevede

che:

la quota della tariffa a copertura dei costi operativi sia aggiornata mediante il

meccanismo del price-cap (con un obiettivo di recupero di produttività del 2,8%);

la parte a copertura dei costi relativi alla remunerazione del capitale investito sia

aggiornata mediante il deflatore degli investimenti fissi lordi, la variazione dei

volumi del servizio erogato, gli investimenti lordi realizzati entrati in esercizio e

differenziati per livello di tensione ed il tasso di variazione collegato alla maggiore

remunerazione riconosciuta agli investimenti incentivati;

la parte a copertura degli ammortamenti sia aggiornata mediante il deflatore degli

investimenti fissi lordi, la variazione dei volumi del servizio erogato, il tasso di

variazione collegato alla riduzione del capitale investito lordo per effetto di

alienazioni, dismissioni e fine vita utile e il tasso di variazione collegato agli

investimenti lordi entrati in esercizio.

L’introduzione della tariffa per impresa semplifica il sistema perequativo dal momento

che la nuova tariffa ingloba parte delle perequazioni generali e la perequazione specifica

aziendale.

L’AEEG conferma il meccanismo, già introdotto nel terzo ciclo regolatorio, di maggiore

remunerazione di alcune categorie di investimenti, ampliandone la casistica e

prevedendo, oltre ai progetti smart grids, la maggiore remunerazione per interventi di

rinnovo e potenziamento delle reti in media tensione nei centri storici.

La tariffa a copertura dei costi di commercializzazione è basata sui costi standard

nazionali, differenziati in funzione dell’erogazione del servizio di vendita per la maggior

tutela in forma “integrata” o funzionalmente separata dal servizio di distribuzione. L’AEEG

ha eliminato la perequazione per l’attività di commercializzazione e ha previsto

l’azzeramento del recupero di produttività sui costi di commercializzazione. La copertura

degli investimenti sostenuti è garantita in maniera diretta attraverso la perequazione

della commercializzazione fino al 2011, in maniera indiretta e con il lag temporale di due

anni a partire dagli investimenti realizzati dal 2012.

Sul fronte della tariffa di trasmissione, l’AEEG ha previsto l’introduzione di una tariffa

binomia (potenza e consumo) per i clienti in alta tensione, e la modifica della struttura

della tariffa di costo per il servizio di trasmissione verso Terna (CTR) introducendo un



corrispettivo anch’esso binomio. La revisione delle due tariffe ha comportato

l’introduzione di un nuovo meccanismo di perequazione.

I meccanismi di perequazione generale dei costi e ricavi di distribuzione per il nuovo ciclo

regolatorio si articolano in:

perequazione dei ricavi relativi al servizio di distribuzione;

perequazione dei ricavi per la fornitura dell’energia elettrica ai clienti domestici;

perequazione dei costi di trasmissione;

perequazione del valore della differenza tra perdite effettive e perdite standard.

La perequazione dei ricavi relativi al servizio di distribuzione ha l’obiettivo di perequare il

gettito derivante dal confronto tra i ricavi fatturati all’utenza attraverso la tariffa

obbligatoria e i ricavi ammessi del distributore, calcolati attraverso la tariffa di

riferimento dell’impresa.

La perequazione dei ricavi per la fornitura dell’energia elettrica ai clienti domestici ha

l’obiettivo di perequare il gettito derivante dal confronto delle tariffe obbligatorie fatturate

all’utenza domestica e i ricavi valorizzati nella tariffa di riferimento.

La perequazione dei costi di trasmissione ha l’obiettivo di rendere passante per il

distributore il costo riconosciuto a Terna per il servizio di trasmissione (CTR) con quanto

versato dai clienti finali attraverso la tariffa obbligatoria di trasmissione (TRAS).

La perequazione del valore della differenza tra perdite effettive e perdite standard,

disciplinata nel Testo Integrato della Vendita (TIV), delibera 156/07, consente di

perequare la differenza tra le perdite effettive conseguite sulla rete di distribuzione

rispetto alle perdite standard definite dall’AEEG.

In proposito l’AEEG, con deliberazione 196/11, ha previsto l’abbassamento delle perdite

standard sulle reti di alta e altissima tensione e la revisione temporanea delle perdite

standard MT/BT conseguenti al cambio di quelle di alta tensione, con l’obiettivo di

effettuare ulteriori approfondimenti nel corso del 2012, per definire nuove modalità di

valorizzazione della perequazione che tengano conto della diversificazione territoriale

degli operatori. Con la delibera 175/2012/r/eel ha allungato i tempi del processo di

consultazione rimandando a successivi provvedimenti da emanarsi entro il 30 settembre

2013 l’ulteriore revisione dei fattori di perdita standard da applicare all’energia elettrica

prelevata dalle reti in media e bassa tensione.

Solo per l’anno 2012, in attesa di una successiva revisione della modalità di copertura dei

costi connessi all’utilizzo dell’energia elettrica per gli usi propri, continua ad essere



disciplinata la perequazione dell’acquisto dell’energia elettrica fornita agli usi propri della

trasmissione e della distribuzione. La disciplina del load profiling prevede che l’energia

elettrica destinata al mercato di maggior tutela sia determinata residualmente ed includa

anche l’energia elettrica corrispondente ai consumi propri di distribuzione e di

trasmissione. L’Autorità ha confermato senza modifiche la modalità di calcolo della

perequazione del costo di acquisto dell’energia elettrica a carico delle imprese distributrici

ed assorbita dagli usi propri della trasmissione e della distribuzione, secondo quanto

stabilito nel TIV.

Nel nuovo Testo Integrato del Trasporto, l’Autorità ha previsto un meccanismo di

riconoscimento in acconto, con cadenza bimestrale, dei saldi di perequazione relativi alla

perequazione dei ricavi relativi al servizio di distribuzione e dei costi di trasmissione. Con

la delibera 157/2012 ha posticipato dal 30 aprile 2012 al 30 aprile 2013 i tempi a

disposizione dell’AEEG per disciplinare le modalità operative di gestione dei meccanismi di

perequazione con la CCSE.

Il Testo Integrato di Misura (TIME) disciplina le tariffe per il servizio di misura articolate

nelle attività di installazione e manutenzione dei misuratori, raccolta, validazione e

registrazione delle misure. Il Testo Integrato prevede il passaggio a Terna del servizio di

raccolta, registrazione e validazione delle misure relative ai punti di interconnessione tra

le reti delle imprese di distribuzione e la RTN; tale modifica sarà resa operativa con

successivi provvedimenti, per cui al momento rimane in capo all’ impresa di distribuzione

lo svolgimento dell’intero servizio di misura.

La struttura dei corrispettivi risulta invariata rispetto al precedente ciclo ad eccezione

dell’introduzione di una componente tariffaria a copertura del valore residuo non

ammortizzato dei misuratori elettromeccanici sostituiti prima della conclusione della loro

vita utile con misuratori elettronici, c.d. MIS (RES), da fatturare ai clienti finali in BT. Il

Testo Integrato di misura prevede la possibilità di anticipare in un'unica soluzione il

gettito derivante da questa integrazione tariffaria.

ACEA Distribuzione ha richiesto e ottenuto alla fine del mese di Maggio l’anticipo in unica

soluzione del gettito derivante dall’integrazione tariffaria MIS (RES).

L’AEEG ha confermato la determinazione delle tariffe del servizio di misura sulla base di

costi nazionali, pertanto ha mantenuto anche per il quarto ciclo regolatorio la

perequazione di misura. Il meccanismo di perequazione è finalizzato a garantire che la

remunerazione degli investimenti in misuratori e sistemi elettronici di raccolta delle



misure sia attribuita alle imprese distributrici che li hanno effettivamente realizzati,

secondo le tempistiche previste per la sostituzione del parco contatori.

Le tariffe a copertura del servizio di misura si aggiornano, come per il servizio di

distribuzione, con il meccanismo del price-cap per la quota a copertura dei costi operativi

(con un obiettivo di recupero di produttività del 7,1%) e con il deflatore, la variazione del

capitale investito e il tasso di variazione dei volumi per la parte a copertura del capitale

investito e degli ammortamenti. Il tasso di remunerazione del capitale di misura è

equivalente a quello del servizio di distribuzione.

Il “Testo Integrato delle disposizioni dell’Autorità delle condizioni economiche per

l’erogazione del servizio di connessione” (TIC), Allegato C alla deliberazione

ARG/elt/199/11, disciplina le condizioni economiche per l’erogazione del servizio di

connessione e di prestazioni specifiche (spostamenti di impianto di rete richiesti da

utente, volture, subentri, disattivazione ecc …) delle utenze passive, in sostanziale

continuità rispetto al precedente periodo regolatorio.

Bilancio dell’energia

Come evidenziato nella tabella sottostante, al 30 settembre 2012 ACEA Distribuzione ha

immesso in rete 8.969,3 GWh registrando un aumento pari allo 0,83% rispetto al

medesimo periodo del precedente esercizio.

GWh 30.09.2012 30.09.2011 Variazione %

Fonte A.U. 2.523,2 2.628,2 - 4,00

Altre fonti 324,5 323,3 0,37

Mercato di maggior tutela 2.847,7 2.951,5 - 3,52

Mercato libero 6.119,7 5.942,0 2,99

Distributori sottesi 2,0 2,1 - 4,76

Totale generale 8.969,3 8.895,6 0,83



Progetto Contatori Digitali

Si segnala che nel corso del periodo sono stati installati circa 9.800 contatori e 87 armadi

concentratori.

Inoltre, sono stati eseguiti interventi di manutenzione del sistema e di “fine tuning” del

medesimo per il miglioramento della raggiungibilità e lettura dei contatori.

Illuminazione Pubblica

Il 15 marzo 2011 ACEA e Roma Capitale hanno stipulato l’adeguamento del Contratto di

Servizio di pubblica illuminazione.

I punti salienti della rinegoziazione sono:

l’allungamento del contratto fino al 2027, rendendolo coerente con la

Concessione, prolungando quindi la durata residua da 4 anni e 5 mesi a 17 anni;

la revisione dei parametri contrattuali, allineandoli a quelli del capitolato CONSIP

della gara “Servizio Luce 2”,

la certezza del titolo di poter eseguire direttamente le attività connesse ad

ampliamenti di rete, che, vigente la precedente versione del contratto, erano per

Roma Capitale soggette a gara,

il riconoscimento, alla scadenza del contratto, naturale o meno, del valore non

ammortizzato degli investimenti effettuati da ACEA (nella precedente versione non

era previsto tale riconoscimento),

la sterilizzazione del c.d. “rischio-prezzo” dell’energia elettrica per l’alimentazione

dell’impianto di illuminazione pubblica,

la previsione di un indennizzo a favore di ACEA in caso di risoluzione anticipata del

contratto per fatto di Roma Capitale, calcolato sulla base della marginalità

attualizzata degli anni a scadenza (ovvero al 31 dicembre 2027).

Con riferimento al modello di funzionamento del servizio di pubblica illuminazione

l’attività dei primi tre trimestri del 2012 si è concentrata su una direttrice esterna ed una

interna: quella esterna ha riguardato i rapporti con Roma Capitale con particolare

riferimento alla quantificazione dei fondi necessari alla copertura delle attività del cd.

Piano Luce; quella interna ha condotto all’individuazione del modello di funzionamento e,

a tal fine, è stata individuata la società Acea Illuminazione Pubblica quale soggetto

giuridico deputato alla gestione del contratto. Il Consiglio di Amministrazione di ACEA,

nella seduta del 21 marzo 2012, ha approvato la riorganizzazione dell’attività prevedendo



la scissione parziale di ACEA Distribuzione mediante assegnazione del ramo di azienda

alla beneficiaria Acea Illuminazione Pubblica.

Con riferimento alle attività svolte nel periodo si segnala:

ammodernamento Rete: è stato eseguito il rifacimento di 86 punti luce;

dismissione rete 8,4 kV: prosegue il programma che prevede l’attivazione di

forniture elettriche in BT, con la progressiva dismissione della rete di

alimentazione a 8,4 kV; nel corso del 2012 sono state attivate 117 ulteriori

forniture in BT;

telecontrollo impianti di Illuminazione Pubblica: nel periodo gennaio – settembre

2012 è continuata la fase di installazione di nuove unità periferiche di telecontrollo

degli impianti IP. In totale dall’inizio dell’anno sono stati installati 43 moduli di

telecontrollo nei quadri di alimentazione di nuovi impianti anche con tecnologia

LED;

bonifica impianti: l’attività prevede l’ispezione, la manutenzione straordinaria e

l’eventuale rifacimento in classe II dei punti luce gestiti per conto di Roma

Capitale; sono stati installati 151 nuovi quadri di alimentazione e sono state

effettuate bonifiche di 4.028 punti luce e riqualifiche di altri 2.565;

manutenzione di impianti: le attività di manutenzione hanno interessato in

particolare la manutenzione programmata, la manutenzione accidentale e la

manutenzione straordinaria;

manutenzione artistica: sono stati effettuati interventi sugli impianti per un totale

di 1.828 punti luce. Inoltre è stato effettuato l’ammodernamento degli impianti

artistici, fra cui si evidenziano gli interventi della Chiesa di S. Giovanni a Porta

Latina, il Monumento ai caduti di Nassirya, Ponte Sisto, proiettori esterni del

Colosseo, Porta Pinciana, Giardino di Via Carlo Felice, Parco degli Acquedotti,

Parco Bergamin, Piazza Trilussa, per un totale di 417 punti luce, mentre con

tecnologia LED è stata ammodernata la Fontana del Quirinale;

nuove realizzazioni di impianti: sono stati realizzati complessivamente 923 punti

luce relativi a richieste pervenute principalmente dal Dipartimento SIMU. Inoltre

per i clienti terzi, quali principalmente Metro B1 e RFI, sono stati realizzati nei

primi nove mesi dell’anno complessivamente 672 punti luce;

comprensori: sono state stipulate 5 nuove convenzioni per comprensori, corredate

di relativo contratto di manutenzione, condizionato all’ultimazione dei lavori.



Fotovoltaico

Quadro normativo

Si rinvia al Resoconto Intermedio di Gestione al 31 marzo 2012 e al Bilancio Consolidato

Semestrale Abbreviato 2012 per la descrizione delle delibere adottate dell’Autorità per

l’energia e il gas (AEEG) nel corso rispettivamente del primo e del secondo trimestre

2012.

Di seguito le delibere adottate ed i documenti di consultazione emanati dall’AEEG nel

corso del terzo trimestre 2012.

12 luglio 2012 – Delibera 292/2012/R/efr: Determinazione della data in cui il

costo cumulato annuo degli incentivi spettanti agli impianti fotovoltaici ha

raggiunto il valore annuale di 6 miliardi di euro e della decorrenza delle

modalità di incentivazione disciplinate dal decreto del Ministro dello Sviluppo

Economico, di concerto con il Ministro dell’ambiente e della Tutela del Territorio

e del Mare 5 luglio 2012.

L’AEEG ha individuato nel 27 agosto 2012 la data di decorrenza delle modalità di

incentivazione degli impianti fotovoltaici secondo le disposizioni del decreto ministeriale 5

luglio 2012 (c.d. Quinto Conto Energia). Il predetto decreto cesserà di essere efficace

decorsi 30 giorni solari dalla data di raggiungimento di un costo indicativo cumulato di

6,7 miliardi di euro l’anno; tale data sarà determinata sempre dall’AEEG, sulla base degli

elementi forniti dal GSE.

5 luglio 2012 Delibera 281/2012/R/efr - Revisione del servizio di

dispacciamento dell’energia elettrica per le unità di produzione di energia

elettrica alimentate da fonti rinnovabili non programmabili.

Viene ridefinita l'applicazione dei corrispettivi di sbilanciamento per le fonti rinnovabili

non programmabili, al fine di promuovere una maggiore responsabilizzazione dei

produttori in relazione alla efficiente previsione dell'energia elettrica immessa in rete,

evitando che i connessi costi di sbilanciamento continuino a gravare sui soli consumatori

di energia elettrica.

E’ da evidenziare che per gli impianti la cui entrata in esercizio è successiva al 27 agosto

2012 entra in vigore il quinto conto energia (DM 5 luglio 2012).



Andamento del periodo

Le principali novità riguardano sostanzialmente la rimodulazione dei tetti di spesa e

l’accesso agli incentivi per gli impianti superiori a 12 kWp tramite l’iscrizione ad appositi

registri ed in predeterminati limiti quantitativi di potenza annua.

Il quarto conto energia continua ad applicarsi agli impianti realizzati su edifici pubblici e

area pubbliche delle amministrazioni pubbliche che entrano in esercizio entro il 31

dicembre 2012.

Tale clausola ci permette di proseguire con le realizzazioni già individuate come:

realizzazione di impianti FV presso edifici dell’Università “La Sapienza” di Roma,

per una potenza complessiva di 2 MWp circa;

realizzazione e gestione di impianti fotovoltaici, mediante locazione finanziaria di

cui all’art. 160 bis del D. Lgs. 163/2006, su coperture di edifici scolastici di

proprietà di Roma Capitale secondo le indicazioni del progetto preliminare

approvato con deliberazione di G.C. n. 208 del 22.06.2011 e successive modifiche

della stima dei costi d’investimento e del capitolato speciale prestazioni di cui alla

deliberazione di G.C. n. 393 07.12.2011.

Tutti gli impianti ad oggi connessi sono regolarmente in esercizio e la loro produzione è in

linea con le previsioni. In particolare l’energia prodotta nel periodo è stata pari a GWh

50,8 in aumento di GWh 11 rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio.

Come previsto dal Piano Industriale, ACEA sta valutando l’ipotesi di cessione delle attività

fotovoltaiche; per altre informazioni si rinvia a quanto descritto nelle Note al Conto

Economico Consolidato al punto n. 10 – Risultato Netto Attività Discontinue.

Risparmio energetico

Quadro normativo

Oltre a quanto già illustrato nel Resoconto Intermedio di Gestione al 31 marzo 2012 e nel

Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato 2012 si segnala che

il 7 giugno 2012 l’AEEG ha emanato la delibera 239/2012/A/efr contenente

disposizioni urgenti in materia di organizzazione e gestione delle attività di

valutazione e certificazione dei risparmi energetici. Il provvedimento dispone la

proroga fino al 31/12/2012 dell'avvalimento di Enea a supporto delle attività di



valutazione delle proposte di progetto a consuntivo e delle richieste di verifica e

certificazione presentate nell'ambito del meccanismo dei TEE e delle connesse attività

di controllo,

l’11 settembre 2012 è stata emanata la Direttiva UE Efficienza Energetica che

contiene misure obbligatorie di risparmio energetico tra cui interventi di restauro degli

edifici pubblici, sistemi di risparmio energetico per le utilities, audit energetici per

tutte le imprese di grandi dimensioni, interventi che nel complesso dovranno portare

ad una riduzione dei consumi del 20% facendo risparmiare all’Europa 50 miliardi di

euro l’anno.

Andamento del periodo

Si è ancora in attesa del decreto che prolunghi ed integri il meccanismo del risparmio

energetico attraverso i Certificati Bianchi, nonostante gli sviluppi normativi nel settore

dell’efficienza energetica sembrino riconoscere il sistema dei certificati bianchi quale

strumento necessario per le strategie energetiche nazionali.

A tale scopo la società segue con attenzione gli sviluppi normativi, anche attraverso la

partecipazione diretta a incontri promossi da Enti e/o Associazioni di categoria come

Federutility ed effettua, nel contempo, valutazioni tecnico-economiche su diversi

interventi nel settore del risparmio energetico.

In tale contesto è proseguita la rendicontazione all’AEEG dei progetti in essere, con

particolare riguardo a quelli con certificazione a consuntivo.

Cogenerazione

La gestione operativa di Ecogena nel corso del periodo in oggetto è stata concentrata su

due principali aree, il monitoraggio tecnico-economico degli impianti in esercizio ed i

nuovi progetti in corso di realizzazione.

Il percorso operativo attuato nel controllo tecnico e funzionale degli impianti in esercizio

ha assicurato un buon livello di performance degli impianti attivi, traducendo una buona

relazione operativa ed istituzionale con i clienti in un sostanziale raggiungimento della

produzione attesa.

In relazione alle nuove iniziative, è continuata nel periodo l'attività di project

management per la costruzione degli impianti previsti per il complesso Europarco.



E’ ancora in corso l’iter per l’ottenimento dell’autorizzazione unica alla Provincia di Roma

per la costruzione e l’esercizio dell’impianto di trigenerazione a servizio di Sogei.

Sono infine in corso di ultimazione le attività di progettazione definitiva per le due

iniziative Laurentino e Cinecittà, per le quali si prevede di affidare i lavori di costruzione a

società specializzate del settore entro l’anno corrente o il primo trimestre dell’anno

prossimo.

Qualità dell’aria

Le attività gestite dal settore Qualità dell’Aria, “Sanacaldaia” e “Caldaie Sicure”, causa

scadenza del contratto sono ufficialmente terminate il 31 dicembre 2011.

Successivamente, tramite lettera urgente, Roma Capitale ha comunicato le seguenti

disposizioni:

1) rimborsare tutti i manutentori ancora in possesso di Bollini “Caldaie Sicure” venduti

da ARSE nel periodo dal 1 settembre 2011 al 31 dicembre 2011 e inutilizzati dai

manutentori;

2) acquisire tutti i Rapporti di Controllo Tecnico, validati con il relativo bollino acquistato

nel periodo dal 1 settembre 2011 al 31 dicembre 2011 e relativi a manutenzione

effettuate fino al 31 dicembre 2011;

3) acquisire i Rapporti di Controllo Tecnico, validati con il relativo bollino acquistato nel

periodo dal 1 settembre 2011 al 31 dicembre 2011 per l manutenzioni effettuate dal

1 gennaio 2012 al 16 febbraio 2012.



Area Industriale Energia

Energy Management

A seguito del nuovo assetto societario successivo allo scioglimento della Joint Venture tra

ACEA e GdF, è stata individuata Acea Energia Holding come il soggetto giuridico,

nell’ambito dell’Area Energia, deputato a svolgere le attività di trading, gestione del

portafoglio e più in generale di “Energy Management”, risultando le stesse necessarie per

il funzionamento delle operazioni del Gruppo, con particolare riguardo alle società di

vendita (Acea Energia) e di produzione (Acea Produzione).

In particolare Acea Energia Holding ha per oggetto l’acquisto e la vendita - in qualunque

forma - di energia elettrica, calore, gas metano ed altri combustibili o vettori energetici

per il mercato nazionale ed estero.

In particolare, la Società, a condizione che almeno l’80% del suo fatturato medio derivi

da forniture dei beni summenzionati in favore di società soggette all’influenza dominante

di Acea S.p.A. in virtù di rapporti di proprietà, di partecipazione finanziaria ovvero di

norme interne, potrà rendersi affidataria in via diretta, ai sensi dell’art. 218 del Decreto

Legislativo 12 aprile 2006 n. 163, dei relativi appalti di fornitura da parte delle suddette

società che siano altresì enti aggiudicatori come definiti all’art. 3, comma 29, del citato

Decreto Legislativo.

A tal fine, la Società provvede, direttamente o indirettamente, alla stipula di contratti di

dispacciamento, trasporto e stoccaggio con i soggetti gestori della rete di trasporto

nazionale e gli operatori istituzionali del mercato, il tutto anche in nome e/o per conto

delle società controllate e/o collegate ai sensi dell’art. 2359 del codice civile e/o di terzi.

Inoltre, la Società opera in particolar modo in favore delle società da essa controllate

svolgendo le seguenti principali attività:

la commercializzazione dell’energia elettrica prodotta dagli impianti termoelettrici

di Tor di Valle e Montemartini e dall’impianto idroelettrico di S. Angelo,

la negoziazione dei contratti per l’approvvigionamento di combustibili per gli

impianti di generazione,

l’approvvigionamento di gas naturale ed energia elettrica per la società di vendita

ai clienti finali,

la commercializzazione di titoli ambientali (certificati verdi, diritti di emissione e

certificati di produzione da fonte rinnovabile) per Acea Energia ed Acea

Produzione,

l’ottimizzazione del portafoglio degli approvvigionamenti di energia elettrica

nonché la gestione del profilo di rischio delle società dell’Area Energia.



La Società svolge inoltre la funzione di interfaccia con il Gestore dei Mercati Energetici

(GME) e con TERNA S.p.A.; verso quest’ultimo soggetto istituzionale la Società è Utente

del Dispacciamento in immissione per conto di Acea Produzione.

Nel corso del periodo la Società ha effettuato acquisti complessivamente per 8.198 GWh

di cui 6.825 GWh dal mercato tramite contratti bilaterali e 1.373 GWh da Borsa. Le

vendite sono state principalmente effettuate, come indicato in precedenza, a favore delle

società del Gruppo: verso Acea Energia per 7.458 GWh, verso ACEA Ato2 e ACEA Ato5

per complessivi 278 GWh.

Produzione di energia elettrica

Il sistema di produzione di Acea Produzione è costituito da un insieme di impianti di

generazione, con una potenza installata complessiva di 344,8 MW, composto da cinque

centrali idroelettriche (tre delle quali situate nel Lazio, una in Umbria e una in Abruzzo),

due impianti c.d. “mini idro”, Cecchina e Madonna del Rosario, due centrali

termoelettriche, Montemartini e Tor di Valle (quest’ultima provvista di un modulo a ciclo

combinato dotata di spillamento sulla turbina a vapore e di un modulo turbogas a ciclo

aperto che fornisce in cogenerazione il servizio di teleriscaldamento ai quartieri di Torrino

Sud, Mostacciano e Torrino-Mezzocammino nel Comune di Roma).

Nel primi nove mesi dell’esercizio 2012 la Società ha realizzato, tramite gli impianti

direttamente posseduti, un volume di produzione pari a 266,3 GWh di cui (i) da impianti

idroelettrici per 257,5 GWh, (ii) da impianti c.d. mini idro per 1,6 GWh e (iii) da

produzione termoelettrica per 7,2 GWh.

Per quanto riguarda l’attività di teleriscaldamento la Società, attraverso il modulo di

cogenerazione della centrale Tor di Valle, ha fornito calore nelle aree Torrino Sud,

Mostacciano e Mezzocammino (ubicati nella zona sud di Roma) per complessivi 52,4

GWht, per un totale di 2.276 utenze servite (232 condomini e 2.044 unità immobiliari).

Il comparto idroelettrico ha registrato una produzione pari a 259,1 GWh beneficiando

del contributo fornito alla produzione da parte della Centrale di Salisano ad acqua fluente

potabile rientrata in esercizio a fine 2011 ed in linea con le media storica decennale

(+1,5 %). La produzione degli impianti fluenti di Castel Madama, Mandela ed Orte è stata



significativamente minore (- 29,7 %) di quella media decennale per effetto di un ridotto

livello degli apporti idrici per le centrali del bacino del Tevere (fiumi Aniene e Nera).

Ulteriormente ridotta rispetto alle medie decennali, infine, la produzione della centrale S.

Angelo (- 31,4 %) con 80,0 GWh.

Il bacino imbrifero che alimenta la Centrale di S.Angelo, infatti, ha registrato nel periodo

Gennaio/Settembre 2012 scarsi valori di apporti idrici dovuti all’andamento climatico

particolarmente siccitoso ad eccezione dell’intensa perturbazione nevosa di febbraio. I

valori medi degli apporti idrici giornalieri nel periodo in questione sono stati di 3.6 mc/s

per il Bacino di Casoli e 5.7 mc/s per il Bacino di Bomba, che evidenziano la ridotta

piovosità rispetto gli anni precedenti.



Nel corso dei primi nove mesi del 2012 si sono verificati nella centrale di S.Angelo due

eventi di guasto rilevanti:

a gennaio un guasto sul supporto di spinta Mitchell ha reso indisponibile per circa

20 giorni il gruppo n. 1 (29 MW) della centrale;

a febbraio un guasto dell’interruttore sulla sbarra a 150 kV ha reso indisponibile

per circa 10 giorni il gruppo n. 2 (29 MW) della centrale.

Sono proseguite, infine, le consuete attività di controllo e ispezione dei gruppi di

produzione, le manutenzioni ordinarie di natura impiantistica presso le unità di

produzione, il controllo e la gestione dei bacini idroelettrici e relativi sbarramenti, mentre

l’attività straordinaria ha riguardato la gestione delle situazioni di emergenza sorte a

seguito dei guasti che hanno interessato la Centrale di Sant’Angelo.

Si informa che nel mese di ottobre il GSE ha comunicato ad Acea Produzione l’avvio di un

procedimento, ai sensi dell’articolo 7 L. 241/1990, per lo svolgimento delle attività di

controllo mediante verifica documentale, ai sensi dell’articolo 18, comma 1 del DM

18/12/2008, degli impianti idroelettrici di Salisano e Orte.

La produzione termoelettrica della società è risultata pari a 7,2 GWh al 30 settembre

2012.

Nel 2012 si conferma il trend negativo della produzione per il ciclo combinato della

centrale Tor di Valle non più adeguato a sostenere l’impatto del mercato per il gap di

efficienza rispetto ai moderni cicli combinati di ultima generazione che si accentua nella

contingenza di prezzi di mercato in discesa. Inoltre, i prezzi di mercato particolarmente



bassi hanno condizionato anche la produzione della sezione di cogenerazione che registra

un’ulteriore diminuzione di produzione rispetto all’utilizzo passato; il vincolo posto in

termini di emissioni di massa di NOx al gruppo TG3 della sezione di cogenerazione,

inoltre, ha reso necessario il ricorso alle caldaie ausiliarie per la produzione del calore

destinato al teleriscaldamento.

Il 2012 rappresenta il quinto anno di esercizio della Centrale Montemartini quale Unità

Essenziale per la Sicurezza del Sistema Elettrico, ai sensi della Deliberazione AEEG. n.

111/06, nell’ambito del Piano di Sicurezza del Sistema Elettrico Nazionale - Piano di

Emergenza della Città di Roma. Le unità TG1, TG2 e TG3 della Centrale sono state

pertanto asservite agli ordini del Dispacciamento Terna, salvo brevi periodi per

manutenzioni e prove di “black start up”. La produzione dell’impianto si è pertanto

limitata esclusivamente agli ordini di dispacciamento provenienti dalla società Terna,

oltre quella funzionale alle attività di prova, il risultato economico è comunque assicurato

dalla reintegrazione dei costi riconosciuta dall’AEEG.

La strategia di gestione dei titoli di emissione CO2 ha previsto per il secondo semestre

2012 la vendita di 100.000 quote EUA sul mercato spot, lo swap di 30.000 EUA/ERU sul

mercato spot e la vendita di 100.000 quote EUA sul mercato a termine (consegna

dicembre 2012).

Nel corso dei primi nove mesi del 2012, relativamente al progetto di “rifacimento

parziale” della Centrale di Orte avviato nel 2010, si è concluso il montaggio dei due

gruppi turbina-generatore di pari potenza nominale (10 MW); per entrambi i gruppi è

stato effettuato il primo parallelo con avvio in esercizio commerciale il 1 aprile 2012.

Nei primi nove mesi del 2012 è proseguito inoltre il progetto di estensione della rete di

teleriscaldamento nel comprensorio di Mezzocammino nella zona sud di Roma che vedrà

la Società impegnata per il prossimo triennio.

Vendita di energia elettrica e gas

Per quanto concerne il mercato della vendita, nel periodo è proseguita la strategia di

espansione di Acea Energia sul territorio nazionale attraverso la sinergia di competenze

con attori locali affermati, caratterizzati da un brand riconosciuto, da un forte

radicamento territoriale e da un parco clienti consolidato. Queste alleanze hanno

permesso ai partner locali di beneficiare del prestigio e della dimensione di Acea Energia

anche in termini di capacità di sourcing e, a quest’ultima, di fare leva sulle competenze e

sul know how strettamente legati al territorio. Inoltre, grazie a questi accordi, i clienti sul



mercato libero possono rivolgersi a un fornitore capace di offrire loro soluzioni complete,

personalizzate e vantaggiose.

Questa l’articolazione della presenza sul territorio:

Umbria Energy (50%): opera in tutto il territorio umbro e nasce il 24 settembre

2004 dalla joint venture tra ASM Terni S.p.A. ed Acea Energia.

Voghera Energia Vendita (50%): è attiva nei territori delle province di Pavia

ed Alessandria e nasce il 17 marzo 2005 dall’accordo tra ASM Voghera ed Acea

Energia.

Elgasud (49%): opera in Puglia e Basilicata e nasce il 10 novembre 2006

dall’accordo tra Amgas Bari, Amet ed Acea Energia.

In materia di tariffe di distribuzione sono stati applicati ai clienti finali del mercato di

Maggior Tutela le tariffe obbligatorie di distribuzione aggiornate trimestralmente secondo

quanto previsto dall’Autorità dall’ allegato A del TIT e valevoli per tutto l’anno 2012.

Per quanto attiene ai contributi di allacciamento e in quota fissa sono stati utilizzati i

parametri definiti dall’Autorità con la deliberazione n. 348/2007 allegato B (TIC) e

valevoli per tutto l’anno 2012.

Nel corso del periodo la vendita di energia elettrica sul mercato della Maggior

Tutela è stata pari a 2.603 GWh. Il numero dei Clienti è pari a 1.094.661 unità (erano

1.199.428 al 31 dicembre 2011). La riduzione è connessa alla apertura del mercato

conseguente l’ormai completato processo di liberalizzazione del settore.

Per contro, la vendita di energia elettrica sul Mercato Libero si è attestata a 7.021

GWh per Acea Energia e 685 GWh per le Joint Venture di vendita, per un totale di 7.706

GWh e ha riguardato 300.548 punti di prelievo rilevati al 30 settembre 2012 (al 31

dicembre 2011 gli stessi erano 328.356).

Il numero dei clienti si attesta al termine del periodo a 234.689 (al 31 dicembre erano

218.105). Nel corso del periodo le utenze passate dal mercato vincolato al mercato

Libero (c.d. switching) sono state 70.846, per un volume complessivo su base annua pari

a 251,6 GWh. Il 46,6% è rimasto all’interno del perimetro di Acea Energia.

La Società ha infine venduto 61 milioni di standard metri cubi (smc) di gas a clienti

finali e grossisti. Il numero di clienti è pari a 96.605 unità.



Il margine energia complessivo registrato al 30 settembre 2012 è pari a € 68,8 milioni.

Quello relativo al mercato della Maggior Tutela si è attestato a € 21,5 milioni e risulta in

leggero aumento rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente (€ 1,5 milioni).

Il margine energia relativo al mercato Libero è pari a € 41,9 milioni e mostra una

flessione in diminuzione di € 4,1 milioni rispetto al 30 settembre 2011.

Infine, il margine relativo al mercato del Gas risulta pari a € 5,4 milioni e presenta un

significativo incremento rispetto al medesimo periodo del 2011 (il margine era pari a €

2,8 milioni) principalmente legato alle maggiori vendite nonché al maggior numero di

clienti serviti.



Area Industriale Idrico

Contesto di riferimento

Si informa che l’AEEG, che ha assunto con Legge n. 214/2011 le funzioni dell’Agenzia

nazionale per la regolazione e la vigilanza in materia di acqua, ha avviato la sua attività

nel settore idrico all’inizio del 2012 istituendo un gruppo di lavoro con la finalità di

effettuare una ricognizione della situazione del settore, di tracciare una mappatura degli

operatori e degli stakeholder del settore e di proporre possibili schemi organizzativi per lo

svolgimento delle nuove competenze affidate all’AEEG.

Con deliberazione del 1° marzo 2012, n. 74/2012/R/idr, AEEG ha avviato un

procedimento per l’adozione di provvedimenti tariffari e per l’avvio delle attività di

raccolta dati e informazioni in materia di servizi idrici a cui sono seguiti diversi documenti

di consultazione pubblica.

Alla data odierna l’AEEG ha posto in consultazione:

in data 22 maggio 2012 il documento n. 204/2012/R/idr nel quale sono contenute le

proposte di modifica al sistema tariffario per accogliere i risultati del referendum del

giugno 2011 e, al contempo, dare certezze per il reperimento delle risorse finanziarie

utili a realizzare gli investimenti necessari allo sviluppo del servizio idrico. Nel

documento di consultazione l’AEEG ha chiarito che, a regime, la regolazione dovrà

basarsi su tre “pilastri”: (i) la separazione contabile, (ii) la qualità del servizio e (iii) la

regolazione tariffaria. Data la necessità di una consistente raccolta di dati e di una

loro analisi la tempistica di revisione dell’attuale metodo non può essere immediata:

infatti il documento di consultazione prevede che la nuova regolazione entri in vigore

a partire dal 1° gennaio 2014 e, nelle more del perfezionamento del nuovo assetto

nonché al fine di dare soluzione all’esito dei referendum del 12 e 13 giugno 2011,

rinvia ad un regime transitorio oggetto di un successivo documento di consultazione

(vedi infra),

in data 12 luglio 2012 il documento n. 290/2012/R/idr nel quale sono contenute le

proposte di metodologia tariffaria transitoria valida per il periodo 1° gennaio 2012 –

31 dicembre 2013. Sostanzialmente la metodologia transitoria proposta presenta le

seguenti caratteristiche:

1) determina per ogni gestore un coefficiente moltiplicativo delle tariffe

attualmente applicate tale da garantire la copertura integrale, sulla base

delle variabili di scala rilevate nel 2011, dei costi di investimento e di

esercizio del gestore stesso in una prospettiva di passaggio graduale dalla

precedente metodologia tariffaria alla metodologia definitiva che prevede la



valutazione a consuntivo dei costi da coprire con i ricavi tariffari,

2) ha efficacia sulle tariffe applicate a partire dal 1° gennaio 2013

3) per quanto riguarda il 2012, la tariffa transitoria si traduce in una tariffa di

riferimento che non incide sul corrispettivo applicato dal Gestore all’utenza

ma serve a determinare eventuali scostamenti che saranno compensati a

valere sui ricavi riconosciuti (e quindi sulle tariffe applicate) per il 2014

4) in ossequio agli esiti referendari è previsto il recupero della quota parte di

remunerazione del capitale investito riconosciuta in tariffa nel 2011 con

riferimento al periodo 21 luglio - 31 dicembre 2011, eccedente rispetto agli

oneri finanziari e a quelli fiscali effettivamente sostenuti,

5) per quanto riguarda i conguagli tariffari maturati fino al 2011 compreso, a

meno che la loro quantificazione non abbia già trovato un avallo o una

giustificazione istituzionale entro il 31 dicembre 2011, si prevede di avviare

un’apposita consultazione (è intenzione dell’AEEG valutare ed approvare i

conguagli deliberati post 31/12/2011). Il tenore generale del documento non

sembra disconoscere,quindi, il diritto alla percezione dei conguagli maturati

sotto la vigenza del vecchio Metodo Normalizzato ma definisce in maniera

puntuale il recupero già a valere sulla tariffa transitoria solo per quelli

“attestati” dal soggetto istituzionale preposto entro il 31 dicembre 2011,

6) è prevista l’applicazione di un meccanismo di gradualità, a tutela degli utenti,

della durata di 4 anni (2012-2015) per mitigare gli effetti derivanti

dall’applicazione della nuova metodologia tariffaria sul potenziale aumento

dei ricavi per i gestori,

7) viene disciplinato in via generale ed omogenea l’istituto del deposito

cauzionale, già presente in modalità diverse in molti regolamenti di utenza,

in data 2 agosto 2012 il documento n. 348/2012/R/idr nel quale sono contenute le

proposte per l’adozione di provvedimenti in materia di contenuti minimi e

trasparenza dei documenti di fatturazione del servizio idrico integrato.

L’Autorità ha infine emanato nel mese di agosto e nel mese di ottobre due determine

volte alla definizione dei contenuti informativi e delle procedure di raccolta dati in materia

di servizio idrico integrato.

Per ulteriori informazioni in merito alla normativa in materia di servizi idrici si rinvia al a

quanto illustrato nel paragrafo “Informativa sui servizi in concessione” del Bilancio

Consolidato Semestrale Abbreviato 2012.



Non essendo ancora disponibile la versione definitiva del provvedimento dell’AEEG sul

metodo transitorio, la presente situazione trimestrale consolidata non tiene conto di

eventuali effetti che tale provvedimento potrebbe avere sui ricavi dell’esercizio 2012 delle

società idriche.

ACEA Ato2

Territorio gestito

Al 30 settembre 2012 la situazione complessiva risulta dalla seguente tabella:

La Regione Lazio, nel mese di marzo 2012, ha inviato ai Comuni non ancora acquisiti al

S.I.I., una nota nella quale gli stessi venivano invitati a trasferire i servizi ad ACEA Ato2.

Sulla base di tale nota la Segreteria Tecnica Operativa ha provveduto a convocare, i

restanti Comuni, ad una serie di incontri che si sono svolti (nel corso dei mesi tra aprile e

giugno) con la presenza dei Responsabili dei Bacini. Nel corso degli incontri il

Responsabile Tecnico della S.T.O. ha precisato che per:

i Comuni al di sotto dei 1.000 abitanti devono far pervenire in breve tempo una

nota riportante l’espressione della loro volontà di aderire e voler trasferire o meno

il S.I.I. ad ACEA Ato2;

i Comuni, che ad oggi non hanno ancora approvato la Convenzione di Gestione,

devono indicare la loro volontà di approvare o meno tale Convenzione di Gestione

e/o dare eventuale seguito o applicazione alla stessa qualora fosse già stata

approvata da tempo;

i Comuni che hanno già adempiuto agli atti preliminari al trasferimento del S.I.I.

al Gestore (così come indicato nei due punti precedenti) è necessario rimuovere

Situazione acquisizioni n° comuni

Comuni interamente acquisiti al S.I.I. 73

Comuni parzialmente acquisiti nei quali ACEA Ato2 svolge uno o più servizi:

Comuni nei quali viene svolto il solo servizio del consorzio acquisito 5

Comuni parzialmente acquisiti ma con Soggetto Tutelato 9

Comuni parzialmente acquisiti 7

Comuni in cui ACEA Ato2 non gestisce alcun servizio 13

Comuni che hanno dichiarato di non voler entrare nel S.I.I.* 5

* Sono comuni sotto i 1.000 abitanti che potevano esprimere la loro volontà in base al comma 5 del D.Lgs. 152/06.



tutte le difficoltà ostative al completamento del trasferimento dei servizi comunali

al Gestore medesimo.

Acqua potabile, fognatura e depurazione

ACEA Ato2 cura il servizio di distribuzione di acqua potabile nella sua interezza

(captazione, adduzione, distribuzione al dettaglio e all’ingrosso). L’acqua è derivata dalle

sorgenti in virtù di concessioni a durata pluriennale.

Le dieci fonti di approvvigionamento forniscono l’acqua potabile a circa 3.000.000 di

abitanti in Roma e Fiumicino e in più di 60 Comuni del Lazio, attraverso quattro

acquedotti ed un gerarchizzato sistema di condotte in pressione.

Tre ulteriori fonti di approvvigionamento forniscono la risorsa non potabile da immettere

nella rete di innaffiamento di Roma.

Il servizio di fognatura consta di circa 6030 km di rete fognaria (di cui circa 4060 km di

rete a servizio del Comune di Roma) e di oltre 300 km di collettori.

La Società gestisce il sistema depurativo e gli impianti di sollevamento annessi alla rete

ed ai collettori fognari.

Nel corso dei primi nove mesi dell’anno 2012 i principali impianti di depurazione hanno

trattato un volume di acqua pari a circa 384 milioni di mc, con un decremento di circa il

14 % rispetto al medesimo periodo dell’anno precedente. Tale decremento è riconducibile

alla scarsità di eventi piovosi registrati nei primi nove mesi del 2012 rispetto al medesimo

periodo dell’anno precedente.

La produzione di fanghi, sabbie e grigliati relativa a tutti gli impianti gestiti, sempre nei

primi nove mesi del 2012, è stata pari a 111.895 tonnellate.

A fine settembre 2012 ACEA Ato2 gestisce un totale di 494 impianti di sollevamento

fognari, di cui 172 nel Comune di Roma ed un totale di 174 impianti di depurazione di cui

36 nel Comune di Roma.

Nel corso del periodo la gestione della Società è stata caratterizzata da alcuni eventi

significativi di carattere straordinario che hanno comportato il sostenimento di costi

operativi di rilevante ammontare. In particolare:

eventi nevosi del mese di febbraio 2012: in linea con il Piano di Emergenza neve

ghiaccio inverno 2011 – 2012, la Società ha messo in atto ogni iniziativa per il

contenere i disagi agli utenti e per la rimessa in esercizio degli impianti oggetto di

interruzione di alimentazione elettrica. Sono stati messi in esercizio numerosi gruppi

elettrogeni sostitutivi dell’alimentazione elettrica che hanno permesso di contenere i



tempi di fermo degli impianti di sollevamento o, in alcuni casi, per quelli già installati

e tenuti costantemente in telecontrollo, di scongiurare eventuali gravosi fuori servizio.

Sono infatti entrati in funzione il gruppo elettrogeno a servizio delle sorgenti del

Peschiera (portata sollevata attualmente circa 2.000 l/s) e quello dell’impianto di

Fiumetto (portata sollevata attualmente circa 700 l/s) che hanno garantito quindi la

perfetta continuità di alimentazione idrica dell’intera città di Roma.

emergenza idrica: a partire dal mese di giugno, in relazione all’incremento delle

temperature, si sono registrati alti consumi e diminuzione della risorsa idrica presso le

fonti di approvvigionamento locali. Di conseguenza, in alcune località della provincia

di Roma, si è verificata una situazione di emergenza idrica con temporanei

abbassamenti di pressione e/o mancanza d’acqua, come previsto nel “Piano di

Emergenza crisi idrica ATO2 Lazio Centrale Roma Anno 2012”. La Società ha messo in

campo ogni azione per garantire il servizio idrico potabile e per contenere i disagi.

sequestro di alcuni impianti di depurazione: la complessità del sistema fognario e

depurativo acquisito dalle precedenti gestioni locali, principalmente dovuto allo

sviluppo urbanistico degli anni ’90, in un contesto territoriale privo di infrastrutture

igienico-sanitarie, ed al più recente inasprimento della normativa (e della sua

interpretazione da parte dell’Autorità Giudiziaria) hanno concorso a rendere più

difficile l’operato di ACEA Ato2 per la cogenza dei tempi di adeguamento alla

normativa vigente ed hanno esposto la Società (ed i suoi Dirigenti preposti) a

numerosi procedimenti giudiziari per responsabilità non direttamente imputabili. Le

non conformità rilevate e/o contestate dall’Autorità giudiziaria sugli impianti e sulle

reti sono state recepite attraverso la ripianificazione degli investimenti previsti nel

Piano d’Ambito finanziati in parte con nuovi incrementi tariffari . La natura pluriennale

del Piano d’Ambito non permette l’adeguamento nei tempi dettati dall’evoluzione

normativa tanto che negli ultimi anni le diverse situazioni emergenziali, legate

soprattutto ad interventi della magistratura, hanno obbligato la Società a focalizzare

priorità, risorse umane ed investimenti sugli impianti oggetto di indagine e/o

sequestro preventivo comportando anche un considerevole incremento dei costi di

gestione. In particolare, al 30 settembre 2012, sono sotto sequestro 12 impianti e 8

scarichi non depurati, per due dei quali (depuratore Fontanelle nel Comune di

Montecompatri e depuratore Santa Maria in Fornarola nel Comune di Albano) è stata

disposta dalla magistratura la chiusura totale o parziale dello scarico creando l’obbligo

in capo ad ACEA Ato2 dello smaltimento dei reflui mediante servizio di auto spurgo

presso altri impianti di depurazione. Il costo di questa operazione, alla luce dell’ultimo



sequestro risalente a fine giugno, alla fine del terzo trimestre è valutabile in € 8,7

milioni dei quali è stato richiesto riconoscimento all’Autorità d’Ambito.

Tariffa

Dal 1° gennaio 2011 è in vigore la tariffa unica di ambito adottata dalla Conferenza dei

Sindaci nella seduta del 14 dicembre 2010 (delibera n. 6/2010).

Il 17 aprile 2012 si è tenuta la Conferenza dei Sindaci che ha, tra l’altro, approvato la

nuova tariffa media del periodo 2012 – 2032 con particolare riferimento a:

a) il mancato riconoscimento della remunerazione del 7% del capitale investito sugli

investimenti deliberati successivamente all’esito referendario con il riconoscimento

del solo ammortamento: a tal proposito l’ammontare previsto dalla deliberazione di

revisione tariffaria fissa è pari a € 440 milioni; la conferenza dei Sindaci ha inoltre

stabilito di mantenere inalterata la remunerazione degli investimenti già deliberati

precedentemente

b) il parametro MALL: è stato deciso che l’ammontare delle penali determinate

applicando il parametro ai costi operativi sia destinato ad investimenti riguardanti

l’eliminazione degli scarichi fognari non a norma e per l’adeguamento dei depuratori

alla normativa vigente: tali investimenti sono stati determinati in complessivi € 21

milioni e saranno completamente a carico del Gestore senza alcun riconoscimento

nella tariffa del S.I.I,

c) i conguagli tariffari: risultano ampiamente coperti dalla deliberazione i conguagli

iscritti al 31 dicembre 2011; la delibera prevede la restituzione dei mancati ricavi del

Gestore, ivi compresi quelli maturati in conseguenza della Sentenza n. 335/2008 della

Corte Costituzionale, in un periodo di sei anni a rate costanti maggiorati degli

interessi. Si informa che ACEA Ato2 ha iscritto, a tutto il 31 dicembre 2011, conguagli

tariffari per l’importo di € 53,6 milioni; detto ammontare rappresenta il differenziale

tra i ricavi effettivi e quelli garantiti determinati sulla base dei dati ufficiali approvati

nelle delibere delle Conferenze dei Sindaci, tenendo conto dei servizi comunali

effettivamente trasferiti. I conguagli complessivamente riconosciuti dall’Autorità

d’Ambito nel documento di revisione sopra descritto ammontano a € 94 milioni

determinando, quindi, uno scostamento, a favore di ACEA Ato2, di circa € 40 milioni.

Tale differenziale deriva dalla rideterminazione dei ricavi garantiti del periodo 2006 –

2011 in conseguenza dell’applicazione di diverse modalità rispetto a quelle utilizzate

nella precedente revisione tariffaria: l’importo di € 40 milioni rappresenta quindi

un’attività potenziale non iscritta tra i ricavi del periodo in attesa di conoscere più in



dettaglio le modalità e la tempistica che l’AEEG intende adottare nel metodo tariffario

transitorio. L’AEEG, con il documento di consultazione n. 290/2012/R/idr, a proposito

dei conguagli tariffari maturati fino al 2011 compreso, prevede di avviare un’apposita

consultazione a meno che la loro quantificazione non abbia già trovato un avallo o

una giustificazione istituzionale entro il 31 dicembre 2011. Il tenore generale del

documento non sembra disconoscere, quindi, il diritto alla percezione dei conguagli

maturati sotto la vigenza del vecchio Metodo Normalizzato ma definisce in maniera

puntuale il recupero già a valere sulla tariffa transitoria solo per quelli “attestati” dal

soggetto istituzionale preposto entro il 31 dicembre 2011.

La tariffa media per le tre annualità oggetto della deliberazione della conferenza dei

sindaci è la seguente: (i) cent. €/m3 118,29 per il 2012, (ii) cent. €/m3 122,35 per il

2013 e (iii) cent. €/m3 126,11 per il 2014.

Per maggiori approfondimenti si rimanda a quanto dettagliatamente esposto nel

paragrafo “Informativa sui servizi in concessione” del Bilancio Consolidato Semestrale

Abbreviato 2012.

ACEA Ato5

ACEA Ato5 svolge il servizio idrico integrato sulla base di una convenzione per

l’affidamento del servizio di durata trentennale sottoscritta il 27 giugno 2003 tra la

società e la provincia di Frosinone (in rappresentanza dell’Autorità d’Ambito costituita da

86 comuni). A fronte dell’affidamento del servizio, ACEA Ato5 corrisponde un canone di

concessione a tutti i Comuni in base alla data di effettiva acquisizione della gestione.

Territorio gestito

La gestione del servizio idrico integrato sul territorio dell’ATO 5 – Lazio Meridionale -

Frosinone interessa un totale di 85 comuni (restano ancora da rilevare le gestioni ai

Comuni di Atina, Paliano e Cassino Centro Urbano limitatamente al servizio idrico) per

una popolazione complessiva di circa 480.000 abitanti, una popolazione servita pari a

circa 450.000 abitanti ed un numero di utenze pari a circa 188.900.

Nel corso del periodo non sono state formalizzate nuove acquisizioni.

Acqua potabile, fognatura e depurazione

Il sistema idrico - potabile è costituito da impianti e reti, di adduzione e distribuzione, che

fanno capo a 7 fonti principali da cui hanno origine altrettanti sistemi acquedottistici

(adduzione Nord, adduzione Sud); impianti minori alimentano alcuni sistemi locali.



La copertura di tale servizio è di circa il 97%.

Il sistema fognario - depurativo consta di una rete di collettori e fognatura collegati a

impianti terminali di depurazione delle acque reflue.

A seguito delle ricognizioni e relativo censimento delle utenze allacciate alla rete fognaria

(per effetto delle Sentenza della Corte Costituzionale n. 335/2008) è emerso che la

copertura di tale servizio è di circa il 68% rispetto alle Utenze acquedotto.

Per tutto il periodo di osservazione l’attività gestionale sulle reti idriche e fognarie è stata

condizionata dall’impossibilità del gestore - causa il protrarsi dell’inerzia dell’Ente

concedente che non ha ancora provveduto alla revisione del Piano d’Ambito - di

programmare ed attuare un piano di interventi utile a risolvere, per il servizio idrico, le

forti criticità impiantistiche e, per il servizio fognatura, i notevoli gap infrastrutturali.

Ciò nonostante, le reti idriche e fognarie sono state oggetto di particolare attenzione

gestionale e hanno visto l’attuazione di alcuni interventi di bonifica. Tuttavia, le reti

continuano ad evidenziare situazioni di crisi elevate, costringendo il Gestore a un

notevole impegno nell’attività manutentiva di natura sia ordinaria che straordinaria.

Per quanto riguarda gli impianti di depurazione continuano, senza soluzione di continuità,

sistematiche attività di rifunzionalizzazione e adeguamento alla normativa vigente.

Dal fronte del settore idropotabile, la scarsa piovosità dei mesi invernali non ha

consentito alla Società di poter far fronte ai picchi di richiesta previsti già all’inizio

dell’estate. A ciò vanno aggiunte le criticità strutturali riscontrate in precedenza: carenza

di volumi di compenso dei serbatoi e della ristrutturazione delle reti (fatiscenti e

diffusamente obsolete).

Le citate criticità hanno spostato l’azione gestionale, più che sul controllo dei flussi idrici,

sulla loro migliore razionalizzazione finalizzata a contenere il disagio alla clientela tramite

l’adozione di sistemi di turnazione e chiusura programmata per permettere il periodico

ripascimento notturno dei livelli nei serbatoi di distribuzione.

E’ stata implementata l’automazione delle regolazioni dei flussi idrici sulle principali reti

soggette a “turnazioni” tramite la programmazione della installazione di valvole

motorizzate con temporizzazione, ciò allo scopo di ridurre gl’interventi manuali da parte

dei dipendenti.



Tariffa

In conseguenza delle note vicende legate alla legittimità delle tariffe applicate, in merito

alle quali si rinvia a quanto illustrato nel Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato

2012, la Società, ai fini della fatturazione, ha applicato fino al 31 dicembre 2011 la tariffa

così come pubblicata per l’anno 2005, concordemente alle imposizioni dell’ente,

valutando, però, i propri ricavi sulla base dei volumi minimi garantiti dal piano posto a

base di gara valorizzati alla TRM pari a quella di offerta incrementata dell’inflazione

programmata e cumulata.

Per l’anno 2012, invece, sulla base del “Decreto prot. N. F66 del 8 marzo 2012 –

Determinazione della tariffa del servizio idrico integrato applicabile per l’anno 2012

nell’ATO 5 Lazio Meridionale-Frosinone” del Commissario ad acta nominato dal TAR

Latina, ACEA Ato5 provvederà a fatturare sulla base della tariffa reale media (TRM) e

della relativa articolazione tariffaria definita “nel rispetto delle norme e dei rapporti

contrattuali vigenti”.

Nello specifico la stessa è “stata effettuata con lo scopo di far fronte in tempi rapidi ad

una condizione di squilibrio economico finanziario del servizio, causata dal mancato

aggiornamento della tariffa in base all’andamento dell’inflazione ed alle previsioni del

Piano d’ambito e della Convenzione di gestione. Pertanto, la determinazione della TRM

effettuata in questa sede si limita a ristabilire le normali condizioni contrattuali di

continuità della gestione e non tiene in considerazione la differenza tra investimenti

pianificati e realizzati e, in generale, tra le previsioni di Piano d’ambito e l’andamento

effettivo della gestione negli anni precedenti, in quanto si tratta di obblighi da adempiere

in sede di revisione.” “Ciò, tuttavia, non comporta alcun pregiudizio rispetto ad ulteriori e

successivi atti di revisione della pianificazione d’ambito che saranno adottati dal

Commissario ad acta, in cui saranno adempiuti tutti gli obblighi derivanti dalla revisione

ordinaria e straordinaria.”

Il Commissario ad acta ha ricostruito l’andamento della curva tariffaria dal 2003 al 2012

a valori correnti, applicando ai valori di TRM previsti nel Piano d’ambito originario il

fattore inflattivo cumulato relativo a ciascun anno di effettiva gestione.

Conseguentemente la TRM per il 2012 è stata individuata dal Commissario, sulla base del

Piano d’ambito originario, in 1,359 €/mc sulla base della quale sono stati iscritti i ricavi

nella presente relazione trimestrale.

Si informa che l’Autorità d’Ambito ha presentato ricorso al Consiglio di Stato avverso

l’Ordinanza del TAR Latina che ha respinto l’istanza cautelare, chiesta dalla medesima



Autorità, di sospensione dell’efficacia della determinazione del Commissario ad acta dell’8

marzo 2012: a seguito dell’udienza tenutasi il 26 settembre 2012, con Ordinanza n.

3831/2012, il Consiglio di Stato ha respinto l’appello ritenendo che “l’esecuzione del

decreto commissariale impugnato "non risulti idoneo ad arrecare un pregiudizio grave e

irreparabile nelle more della definizione del giudizio di merito" e reputando, in

particolare, che "la previsione, contenuta nella determinazione commissariale gravata,

dell’accantonamento degli importi tariffari riscossi dal gestore a titolo di remunerazione

del capitale investito costituisce […] misura cautelativa volta a contemperare gli interessi

in rilievo in guisa da escludere la sussistenza del presupposto del periculum in mora".

Nello svolgimento del suo incarico, in data 28 giugno il Commissario ad acta ha

predisposto una Relazione - F 129/2012 - concernente la “scelta dei criteri, verifiche

tariffarie e della gestione degli anni dal 2006 al 2011, stima dei conguagli e dei livelli di

servizio”. Dopo aver ricostruito i poteri attribuitigli dalla Sentenza n. 529/2011 e i

successivi atti amministrativi posti in essere, ha verificato (i) la TRM e relativi atti di

pianificazione dal 2006 e (ii) l'andamento della gestione 2006 - 2011.

In sintesi, sono stati stimati a favore della Società € 56,6 milioni da conteggiare nella

definizione delle grandezze del nuovo Piano d’Ambito ed € 32,7 milioni non sanabili in

sede di revisione, ma a valere nei confronti dell’Ente d’Ambito, per effetto del

provvedimento dell’A.ATO n. 3/2010 con cui veniva fissata per il 2010 la TRM relativa

all’anno 2005.

Dall’importo riconosciuto alla Società è esclusa la quota relativa al canone di concessione,

la cui revisione non è stata ancora conclusa dalla S.T.O. dell’ATO 5.

L’A.ATO ha presentato ricorso per motivi aggiunti nel giudizio R.G. 402/2012, pendente

dinanzi al TAR Latina, chiedendo l’annullamento della citata Relazione del Commissario

ad acta sullo stato di avanzamento dei lavori.

Ad oggi il ricorso non è stato ancora depositato e, in ogni caso, non è stata richiesta la

sospensiva della Relazione suddetta.

In data 4 giugno u.s., con Nota prot. F124, il Commissario ha presentato formale

richiesta di dimissioni dall’incarico affidatogli.

Nel corso dell’udienza svoltasi il 26 luglio, il TAR Lazio, Sez. Latina, ha accettato le

dimissioni e, con Ordinanza n. 607/2012, ha nominato quale nuovo Commissario ad acta

il Presidente dell’Autorità per l’Energia Elettrica e Gas (o funzionario da lui delegato), il

quale provvederà a concludere il procedimento entro il termine di sei mesi dalla

comunicazione in via amministrativa o notificazione dell’Ordinanza suddetta.



Si informa che ACEA Ato5 ha stanziato a tutto il 31 dicembre 2011 un fondo rischi pari a

circa € 30 milioni che potrebbe subire riduzioni all’esito del perfezionamento dell’iter di

individuazione delle modalità e tempistiche di recupero dei conguagli quantificato dal

Commissario ad acta con il documento del 28 giugno 2012.

Con riferimento al decreto ingiuntivo promosso per il recupero del credito derivante

dall’atto transattivo del 2002, oltre a quanto già illustrato nel paragrafo “Aggiornamento

delle principali vertenze giudiziali” del Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato 2012,

si informa che A seguito dell’udienza di citazione svoltasi il 17 luglio 2012, il Giudice - con

Ordinanza depositata il 24 luglio - ha sospeso la provvisoria esecutività del decreto

ingiuntivo e ha rinviato al 9 ottobre p.v. la trattazione nel merito della questione.

Nel corso di tale udienza, l’A.ATO ha depositato istanza ex art. 186 bis c.p.c., per la

concessione di un’ordinanza di pagamento immediato delle somme che - a suo dire –

risulterebbero non contestate in giudizio dalla Società.

Il giudice, su richiesta dei legali della Società, ha rinviato l’udienza al 23 novembre 2012

e ha concesso alla Società la possibilità di presentare note critiche fino a dieci giorni

prima dell’udienza suddetta.

GORI

Sulla base di apposita convenzione stipulata con l’Ente d’Ambito Sarnese Vesuviano il

30/09/2002, la società è affidataria per un periodo di 30 anni del servizio idrico integrato

afferente 76 Comuni fra le province di Napoli e Salerno. Il perimetro di gestione è

rimasto sostanzialmente invariato rispetto al precedente esercizio avendo ormai concluso

il processo di acquisizione delle gestioni, infatti i comuni gestiti sono 76 e cioè tutti quelli

ricadenti nell’ATO n. 3 della Regione Campania.

Provvedimenti tariffari 2011

In data 2 agosto 2011, con delibera n. 5, l’Assemblea dell’Ente d’Ambito Sarnese

Vesuviano (EASV) ha approvato, previo emendamento, la proposta di manovra tariffaria

del Consiglio di Amministrazione dell’EASV, come approvata dal medesimo Consiglio di

Amministrazione il 30 dicembre 2010 con Delibera n. 34. In particolare, tale Assemblea

ha deliberato, tra le altre cose:

di invitare GORI a sottoscrivere un piano di efficientamento della gestione del SII

dell'A.T.O. 3 che preveda un importo dei costi totali in tariffa riferiti all'esercizio 2011



(costi operativi, ammortamenti e remunerazione del capitale già investito) non

superiore a € 130 milioni (quota Gruppo € 48,2 milioni). La delibera del Consiglio di

Amministrazione di dicembre 2010 prevedeva un ammontare di ricavi pari a € 136

milioni (quota Gruppo € 50,4 milioni),

di approvare il seguente regime tariffario, ritenuto adeguato alla copertura dei

predetti costi totali in tariffa, salvo conguaglio all'esito dell'approvazione del regime

tariffario conseguente alla revisione del piano d'ambito in corso:

bacini tariffari: è confermata la ripartizione dei comuni dell'A.T.O. 3 nei

due bacini tariffari di cui alla delibera di Assemblea 10 luglio 2009, n. 9;

con il regime tariffario seguente:

Tariffa base bacino "A": Tb = €/mc 1,3210

Tariffa base bacino “B”: Tb = €/mc 1,1719

Coefficiente di articolazione tariffaria prima fascia uso domestico: 0,6 che

annulla e sostituisce il corrispondente coefficiente pari a 0,5

nell'articolazione tariffaria approvata con delibera di assemblea 10 luglio

2009, n.9,

Il valore medio d'ambito riferito alle Tb vigenti nel "bacino A” e nel “bacino

B" ai sensi delibera di Assemblea 10 luglio 2009, n, 9, è pari a €/mc

1,2795 (era fissata pari a 1,3210 €/mc nella delibera del Consiglio di

Amministrazione di dicembre 2010).

La suddetta delibera assembleare n. 5 del 2011 è stata impugnata, innanzi al TAR

Campania – Napoli che, in accoglimento del ricorso, ha annullato tale delibera con

sentenza 18 aprile 2012 n. 1809. In particolare, la sentenza evidenzia, innanzitutto,

quale motivo assorbente dell’annullamento, la mancanza del quorum deliberativo stabilito

dallo Statuto dell’Assemblea dell’Ente d’Ambito nell’adozione della citata deliberazione n.

5.

Sia l’Ente che GORI hanno provveduto ad impugnare la predetta sentenza n. 1809 del

2012 con ricorso in appello innanzi il Consiglio di Stato, chiedendo altresì l’adozione di

un’ordinanza cautelare di sospensione degli effetti della sentenza fino alla decisione finale

nel merito.

In ogni caso, la Società ha immediatamente provveduto a rappresentare alle varie

Istituzioni pubbliche competenti - Ente d’Ambito, Regione Campania, e Autorità per

l’energia elettrica e il gas (AEEG) - la delicatezza della questione e a chiedere

conseguenti urgenti interventi finalizzati ad evitare crisi finanziarie.

A tal proposito si evidenzia che la Società ha richiesto:



all’Ente d’Ambito di convocare i propri organi deliberativi al fine di: (i) ripristinare la

delibera tariffaria annullata dal TAR, (ii) procedere alla conclusione dell’attività di

revisione del Piano d’Ambito in modo da risolvere definitivamente ogni problematica

tariffaria, (iii) approvare l’accordo già condiviso con la Regione Campania relativo alla

regolarizzazione dei rapporti con GORI e con l’Ente;

alla Regione Campania e all’AEEG di esercitare, in caso di perdurante inerzia da parte

dell’Ente, i poteri sostitutivi previsti, rispettivamente, dalla normativa regionale e

nazionale.

Peraltro, l’AEEG, con nota prot. n. 17029 del 5 giugno 2012, sulla base delle istanze della

GORI, ha ritenuto “[…] necessario, al fine di valutare gli eventuali presupposti per

interventi di competenza dell’Autorità, acquisire preliminarmente la documentazione di

interesse, le informazioni utili e i dati relativi alla determinazione e all’aggiornamento

delle tariffe per il servizio idrico integrato nell’Ambito territoriale ottimale in oggetto per il

periodo 2007-2012 […]” e, quindi, ha richiesto “[…] all’Ente d’Ambito di trasmettere

all’Autorità la documentazione di interesse, le informazioni utili e i dati relativi alla

determinazione e all’aggiornamento delle tariffe per il servizio idrico integrato nell’ambito

territoriale ottimale Sarnese Vesuviano n. 3 della Campania in relazione al periodo 2007-

2012, con particolare riferimento ai seguenti aspetti: a. modalità di definizione

dell’articolazione tariffaria per gli anni 2008-2012, con specifico riguardo alle attività

istruttorie svolte al fine di accertare la corrispondenza tra le tariffe applicate e la Tariffa

Reale Media prevista nel vigente Piano d’Ambito; b. modalità con cui sono state

esaminate ed evase le istanze trasmesse dal gestore nel periodo 2008-2012, con

particolare riguardo alla citata problematica relativa all’adeguatezza dell’articolazione

tariffaria; c. modalità di determinazione della tariffa approvata con Delibera

dell’Assemblea d’Ambito Sarnese Vesuviano n. 5 del 2 agosto 2011, oggetto della

sentenza del TAR Campania 18 aprile 2012 n. 1809 […]”.

A seguito della richiesta dell’AEEG, l’Ente d’Ambito ha avviato l’iter per la determinazione

delle tariffe per l’anno 2012 richiedendo alla Società, con nota n. 5103 del 28/6/2012, le

informazioni necessarie per procedere in tal senso.

Si rappresenta inoltre che, sulla base del ricorso presentato dalla Società e dall’Ente

d’Ambito Sarnese Vesuviano, il Consiglio di Stato ha sospeso gli effetti della sentenza del

TAR Campania che aveva annullato la precitata delibera dell’Ente d’Ambito Sarnese

Vesuviano n. 5 del 2011, rinviando la discussione nel merito al 18 dicembre 2012. Si

evidenzia che l’ordinanza di sospensione del Consiglio di Stato degli effetti della sentenza



del TAR, ha consentito di riprendere le fatturazioni applicando le tariffe deliberate con la

delibera n. 5/2011, con indubbio beneficio dal punto di vista finanziario.

Provvedimenti tariffari 2012

In data 27 ottobre 2012, l’Assemblea dell’Ente d’Ambito ha approvato le proposte

formulate dalla dal Consiglio di Amministrazione del medesimo Ente nella seduta del 12

ottobre. Le decisioni assunte riguardano:

il nuovo regime tariffario per l’anno 2012 che prevede un livello di ricavi annui

pari a € 127,3 milioni (quota Gruppo € 47,2 milioni),

l’istruttoria della determinazione dei conguagli tariffari iscritti da GORI con

riferimento agli esercizi 2003-2011; tale istruttoria ha comportato (i) il

riconoscimento dei crediti per conguagli tariffari, fino all’esercizio 2008, nella

misura corrispondente a quanto già iscritto nei relativi bilanci (complessivamente

€ 75,4 milioni di cui quota Gruppo € 27,9 milioni) e (ii) il riconoscimento, per gli

anni 2009, 2010 e 2011, di un ammontare pari a € 73,5 milioni (quota Gruppo €

27,2 milioni) tenuto conto dell’annullamento da parte del TAR della tariffa 2011

approvata dall’Assemblea dell’Ente in data 2 agosto 2011. Complessivamente,

quindi, i conguagli tariffari del periodo 2003 – 2011 sono stati accertati

dall’Assemblea dell’Ente in € 148,9 milioni (quota Gruppo € 55,2 milioni) maggiori

di € 13,1 milioni (quota Gruppo € 4,9 milioni) rispetto all’importo iscritto a tutto il

31 dicembre 2011,

l’approvazione dello schema di accordo con la Regione Campania volto alla

normalizzazione dei rapporti relativi ai servizi di fornitura di acqua all’ingrosso e di

collettamento e depurazione delle acque reflue effettuati attraverso impianti in

gestione regionale.

Nell’ambito dell’istruttoria predisposta dall’Ente d’Ambito, che ha rideterminato i

conguagli sopra evidenziati, sono stati individuati, tenuto anche conto dei documenti di

consultazione nel frattempo emanati dall’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas, nuovi

criteri volti alla definizione delle componenti di costo che sono alla base della

determinazione della tariffa. La modifica più significativa ha riguardato il trattamento

delle quote dei mutui, da rimborsare ai Comuni, stipulati per la realizzazione delle

infrastrutture del S.I.I.: tali oneri, con riferimento alla quota accertata, sono stati inclusi

tra i costi operativi mentre, sulla base delle precedenti modalità di determinazione della

tariffa, erano inclusi tra i costi pluriennali. Tale mutata classificazione ha comportato

l’iscrizione di una sopravvenienza passiva netta di € 9,1 milioni (quota Gruppo € 3,4

milioni).



Rapporti con la Regione Campania

Con riferimento alla definizione dell’accordo di regolazione per la normalizzazione dei

rapporti tra la Regione (e, per essa, con la concessionaria regionale Acqua Campania

S.p.A.), l’Ente d’Ambito e la GORI in ordine ai servizi di fornitura di acqua all’ingrosso e di

collettamento e depurazione delle acque reflue, effettuati attraverso impianti in gestione

regionale, si informa che si è pervenuti alla condivisione di tale schema di accordo

all’esito di un intenso lavoro nell’ambito del Tavolo Tecnico istituito presso la Regione; lo

schema di accordo - approvato sia dal Consiglio di Amministrazione della Società che dal

Consiglio di Amministrazione e dall’Assemblea dell’Ente - prevede:

la rinuncia a tutti i contenziosi in corso ed il riconoscimento espresso da parte

dell’Ente d’Ambito e di GORI del debito maturato verso la Regione, con la

conseguente riconciliazione tra la contabilità della Regione e la contabilità della GORI

e il riconoscimento da parte dell’Ente d’Ambito e della GORI della tariffe regionali

approvate con delibera Giunta regionale n. 2196 del 27/06/2003 (poi sostituita e

superata dalla Delibera Giunta regionale n. 1488 del 25/09/2009),

la espressa riduzione da parte della Regione del debito regionale (calcolato sulle

predette tariffe approvate dalla Giunta), con contestuale riduzione dei conguagli

tariffari maturati da GORI,

la definizione di un piano di rientro ventennale del debito residuo (pari a circa 40

milioni di euro) da parte di GORI verso la Regione, con rate annuali progressivamente

crescenti fino ad un valore di regime,

l’impegno del Gestore a contrattualizzare le utenze per i servizi regionali di adduzione

idrica e collettamento e depurazione delle acque reflue,

l’emersione e conseguente definizione della problematica afferente il servizio di

depurazione reso dalla Regione in favore dell’A.T.O. n. 3 mediante i sistemi depurativi

comprensoriali (anche extra A.T.O. n. 3), atteso che fino ad oggi non era mai stato

rendicontato e fatturato alcunché: nell’ambito dell’istruttoria effettuata dalla Regione

con l’Ente d’Ambito e la GORI si è pervenuti infatti alla ricognizione degli utenti serviti

dai sistemi depurativi comprensoriali,

il trasferimento a GORI delle infrastrutture di adduzione idrica e dei sistemi depurativi

comprensoriali ricadenti nell’A.T.O. n. 3 e, allo stato, ancora in gestione regionale e il

trasferimento del personale (circa 400 unità) impiegato su tali opere regionali;

l’impegno di GORI a costituire un nuovo apposito soggetto giuridico (“New.Co.”),

controllato dalla medesima Società, al quale trasferire in conduzione le opere

regionali e il personale; la New.Co. dovrà poi assicurare, in un periodo di 6 anni,



l’efficientamento delle opere regionali, i cui costi verranno progressivamente trasferiti

sulla tariffa del S.I.I.: per i primi 3 anni saranno a totale carico della Regione e,

successivamente, saranno riversati sulla tariffa del S.I.I. progressivamente nella

misura del 30%, del 60% e del 100% dal 4° al 6° anno;

l’impegno dell’Ente d’Ambito:

a garantire l’adozione dei provvedimenti tariffari utili a consentire a GORI il

pagamento del debito corrente e delle rate dell’anzidetto piano di rientro, in

particolare definendo un piano di recupero dei residui conguagli tariffari correlato

al piano di rientro in esame,

più in generale, di adeguare il Piano d’Ambito tenendo conto dei maggiori costi

delle opere regionali, secondo la progressione del piano di efficientamento di cui

sopra; in particolare, l’Ente dovrà approvare le tariffe e relative

articolazioni/modulazioni per l’intero periodo di regolazione (un triennio).

Prestito ponte

In merito alla problematica del prestito ponte si segnala che con nota n. 17548 del 6

marzo 2012, GORI ha chiesto a BIIS una proroga tecnica fino al 30 giugno 2012 del

finanziamento ponte di € 40 milioni scaduto il 30 giugno 2011, allegando alla stessa una

specifica proposta di ristrutturazione del debito, predisposta su richiesta dell’Istituto di

credito e sulla base di alcune indicazioni fornite dalla medesima Banca, che prevede la

restituzione con prima rata di ammortamento al 31 dicembre 2012 e scadenza finale al

30 giugno 2018; a tal proposito, la Banca ha comunicato di aver sottoposto la proposta ai

propri organi deliberanti. GORI ha recentemente inviato alla Banca la documentazione

relativa alle decisioni assunte dall’Assemblea dell’Ente d’Ambito al fine di sollecitare una

pronta definizione della ristrutturazione del debito.

Si ricorda che, per fronteggiare le incertezze che caratterizzano GORI, ACEA ha ritenuto

opportuno stanziare nell’esercizio 2011 l’importo di € 44,1 milioni che sono stati utilizzati

per € 4,9 milioni in conseguenza dell’iscrizione nel bilancio 2011 di GORI, recentemente

approvato dall’assemblea dei soci, di un ammontare di ricavi pari a € 108 milioni in luogo

di quelli stabiliti (€ 130 milioni) dalla delibera del 2 agosto 2011 annullata dal TAR

Campania nel mese di aprile 2012.



Acque

In data 28 dicembre 2001 Acque ha sottoscritto la convenzione di gestione, entrata in

vigore il 1°gennaio 2002, avente durata ventennale. Sulla base di tale convenzione il

Gestore riceve in affidamento in via esclusiva il servizio idrico integrato dell’ATO n. 2

costituito dall’insieme dei servizi pubblici di captazione, adduzione e distribuzione di

acqua ad usi civili, di fognatura e di depurazione delle acque reflue. Dell’Ambito fanno

parte 57 comuni. A fronte dell’affidamento del servizio, Acque corrisponde un canone di

concessione a tutti i Comuni comprensivo delle passività pregresse a carico delle gestioni

preesistenti all’affidamento.

Il 6 dicembre 2011 l’assemblea dell’Autorità ha approvato la terza revisione tariffaria

relativa agli anni 2008-2010. Anche in questa revisione sono state effettuate verifiche

sull’effettivo volume degli investimenti realizzati, dei costi operativi, dei ricavi e degli

incassi conseguiti, dell’entità dei volumi fatturati e degli standard tecnici e organizzativi

raggiunti. Sulla base di quanto risultante da tali verifiche, si è proceduto alla

determinazione del conguaglio (positivo per il Gestore) dei mancati ricavi 2008-2010, al

riconoscimento in tariffa dei mancati incassi iscritti a perdita nei bilanci 2008-2010 e dei

rimborsi richiesti fino al 31/12/2010 per effetto della sentenza 335/2008 della Corte

Costituzionale dagli aventi diritto. Il rimborso previsto da Acque nel triennio 2011-2013

è pari a poco più di € 0,3 milioni. Nella terza revisione si è anche provveduto ad

incrementare i costi operativi per gli anni a partire dal 2012, inoltre sono state applicate,

come previsto in Convenzione, penalità per il mancato raggiungimento di alcuni standard

tecnici e organizzativi.

La revisione tariffaria è stata accompagnata dalla revisione del Piano d’Ambito che è

stata effettuata in due ipotesi distinte. La prima (Piano 2026) prevede un allungamento

della concessione di 5 anni (fino al 2026) con un incremento degli investimenti previsti di

circa € 250 milioni nel periodo 2011-2026. La seconda (Piano 2021) prevede un

ammontare degli investimenti invariato rispetto al piano originario e già finanziato ma

con una rimodulazione che fa sì che il triennio 2011-2013 coincida con quello dell’ipotesi

precedente ed una successiva riduzione nel periodo residuo.

Nel triennio 2011-2013 sono previsti in tal modo circa € 40 milioni di investimento in più

del piano originario.

Il Piano 2026 diverrà efficace solo a seguito:

dell’approvazione da parte degli attuali Enti Finanziatori

della verifica della finanziabilità del piano stesso

Nel caso in cui non si verifichino le condizioni sopra esposte sarà efficace il Piano 2021.



I due piani differiscono solo per la parte relativa agli investimenti mentre coincidono per

tutti gli altri aspetti compresa la tariffa da applicarsi nel primo triennio 2011-2013.

Nel Piano 2021, che prevede nel primo triennio ammortamenti superiori a causa della

minor durata dell’ammortamento finanziario, al fine di non superare il limite K di

incremento della tariffa fissato da Metodo Normalizzato pari al 5%, è prevista la riduzione

del canone a favore dei comuni con recupero negli anni successivi.

Nel corso del periodo, a seguito dell’adozione delle Deliberazioni 12 e 13 da parte

dell’AATO, sono stati presentati due ricorsi:

ricorso presentato dalla Federconsumatori Utenti Toscana contro l’AATO 2 e nei

confronti di Acque che contesta la legittimità della Deliberazione 12 con cui l’AATO

2 ha esteso al 2026 la durata della concessione ad Acque e ne chiede

l’annullamento.

ricorso presentato dal Forum Toscano dei Movimenti per l’Acqua e da alcune

persone fisiche residenti nell’ATO 2 contro la AIT e l’AATO 2 e nei confronti di

Acque che è a più ampio raggio rispetto al precedente e contesta la legittimità, tra

l’altro, delle Deliberazioni 12 e 13, chiedendone l’annullamento e contesta anche il

fatto che nelle revisioni della tariffa le Deliberazioni 12 e 13 tengono conto della

componente di remunerazione del capitale investito, nonostante l’esito

referendario di giugno 2011.

Nel mese di ottobre 2006 Acque ha sottoscritto con una cordata di banche un contratto

che prevede la concessione di un finanziamento complessivo di € 255 milioni destinato a

coprire le esigenze finanziarie del piano di investimenti dal 2005 al 2021 pari a circa €

670 milioni. Al 30 settembre 2012 il tiraggio effettivo è stato pari a € 204 milioni.

Publiacqua

In data 20 dicembre 2001 è stata sottoscritta la convenzione di gestione, entrata in

vigore il 1° gennaio 2002, avente durata ventennale. Sulla base di tale convenzione il

Gestore riceve in affidamento in via esclusiva il servizio idrico integrato dell’ATO n. 3

costituito dall’insieme dei servizi pubblici di captazione, adduzione e distribuzione di

acqua ad usi civili, di fognatura e di depurazione delle acque reflue. Dell’Ambito fanno

parte 49 comuni, di cui 6 gestiti tramite contratti ereditati dalla precedente gestione di

Fiorentinagas. A fronte dell’affidamento del servizio il Gestore corrisponde un canone di



concessione a tutti i Comuni comprensivo delle passività pregresse a carico delle gestioni

preesistenti all’affidamento.

Nel giugno 2006 si è conclusa l’operazione per l’ingresso di ACEA – per il tramite del

veicolo Acque Blu Fiorentine S.p.A. - nel capitale della società.

Con riferimento alle tariffe si segnala che, in data 17 dicembre 2010, l’assemblea

dell’Autorità di Ambito ha approvato lo sviluppo tariffario 2010-2021. L’assemblea ha

affidato al Consiglio di Amministrazione l’incarico di provvedere alla redazione del nuovo

testo del Capitolo 6 del Piano di Ambito, contenente il commento e il dettaglio relati-vo al

profilo tariffario approvato, nonché le ulteriori tabelle relative al piano economico

finanziario di cui all’art. 149 comma 4 del D. Lgs. 152/2006.

Tale documento è stato parzialmente approvato (manca infatti il piano economico

finanziario) con delibera del Consiglio di Amministrazione dell’Autorità di Ambito n°

4/2011 del 23 febbraio 2011.

L’Autorità di Ambito ha previsto inoltre un importo pari a € 10,2 milioni da destinare alla

copertura delle richieste di rimborso della tariffa di depurazione da parte di utenti non

allacciati ad un depuratore oppure allacciati ad un depuratore temporaneamente inattivo.

Tale importo copre circa il 50% dell’importo massimo stimato da rimborsare (€ 21,6

milioni iva inclusa). Nel caso in cui l’importo inserito in tariffa a questo titolo sia inferiore

a quello effettivamente erogato dal gestore agli utenti, la differenza sarà utilizzata per

ridurre i conguagli sui mancati ricavi del passato. In caso di richieste superiori alle

previsioni il gestore potrà richiedere un conguaglio con la revisione successiva. Questi

rimborsi sono iniziati a partire da giugno 2012.

Contro la delibera del Consiglio di Amministrazione dell’Autorità di Ambito, Publiacqua ha

proposto ricorso presso il TAR Toscana. Il ricorso è motivato da diversi fattori quali, il

difetto di competenza (essendo l’oggetto della delibera materia di Assemblea e non di

Consiglio di Amministrazione), il mancato adeguamento dell’analisi delle criticità del

servizio e degli obiettivi degli investimenti, e quindi l’incompletezza del documento, che si

evince anche dall’assenza di definizione degli investimenti da realizzare.

Sempre sul fronte regolatorio, si evidenzia inoltre che il Conviri ha proposto ricorso di

secondo grado presso il Consiglio di Stato contro il pronunciamento del TAR Firenze che

aveva annullato, con sentenza 6863 del 23 dicembre 2010, la delibera dello stesso

Comitato n° 3 del 16 luglio 2008. La delibera aveva dichiarato illegittima la transazione

stipulata tra AATO e Publiacqua, in ordine alla chiusura di numerose partite controverse,

con il riconoscimento a favore del Gestore di un importo pari a € 6,2 milioni. La sentenza



del Consiglio di Stato n° 5788 del 27/10/2011 ha ribaltato il pronunciamento del TAR

Toscana.

Publiacqua ha proceduto a notificare ricorso in Cassazione avverso la sentenza

sopracitata. Nei rapporti con l’Autorità idrica regionale, si evidenzia come la sentenza non

abbia ad oggi prodotto alcun effetto: Publiacqua ritiene che l’inefficacia della transazione

del marzo 2007 determini riviviscenza di tutte le originarie richieste formulate all’Autorità

di Ambito nel 2006. Tale questione sarà affrontata con gli organi della nuova Autorità,

una volta che questi saranno insediati.

Nel mese di luglio 2011 il Consiglio di Amministrazione dell’Autorità di Ambito ha

approvato il Piano Economico Finanziario, andando quindi ad integrare solo parzialmente

la revisione del Piano d’Ambito, mancando ancora l’aggiornamento delle criticità del

servizio e gli obbiettivi degli investimenti, analisi propedeutica anche all’individuazione

del livello e della tipologia di investimento. Ricordando come il Piano Economico

Finanziario sia un documento di Convenzione, e quindi debba essere condiviso dal

gestore e la sua approvazione sia materia dell’Assemblea dell’Autorità, Publiacqua ha

presentato motivi aggiunti al ricorso già proposto contro la deliberazione 4/2011

dell’Autorità di Ambito.

Per quanto attiene le tariffe, l’Autorità di Ambito ha formalmente comunicato al gestore la

legittimità di quelle applicate anche alla luce del voto referendario, in attesa delle

necessarie modifiche normative. L’Autorità Idrica Toscana ha deliberato in merito

all’articolazione tariffaria 2012 confermando quanto già comunicato in precedenza circa il

mantenimento, in attesa di modifiche normative, della remune-razione del capitale nel

calcolo della tariffa stessa..

Con il decreto n.8 del 14 marzo 2012 l’Autorità Idrica Toscana ha approvato il pia-no

degli interventi 2010-2021. Ricordando come questo atto discenda dal piano economico

finanziario contro cui Publiacqua ha proposto ricorso, anche in questo caso la società

presenterà motivi aggiunti al ricorso già proposto.

Infine si evidenzia come, a conclusione della ispezione finalizzata all’accertamento delle

modalità di contabilizzazione dei costi di investimento, con lettera del 9 marzo l’Autorità

idrica regionale abbia comunicato al gestore di voler riconoscere esclusivamente i costi

effettivi sostenuti dalla società di Ingegneria a fronte delle varie prestazioni erogate a

Publiacqua, introducendo quindi una variazione all’attuale sistema regolatorio, previsto in



convenzione, non concordato con il gestore. L’azienda ha già inviato risposta puntuale

diffidando l’AIT da modificare unilateralmente il dispositivo della convenzione di

affidamento.

La Direzione generale per la tutela del territorio e delle risorse idriche ha concluso nel

mese di gennaio, pubblicandola sul sito del Conviri, l'istruttoria di verifica sulla corretta

redazione della revisione ordinaria del Piano di Ambito dell'ATO 3 medio Valdarno.

Nella determina sono effettuate alcune prescrizioni, di cui le principali, per gli impatti

sulla capacità economica-finanziaria della società sono:

modificare il metodo di calcolo della tariffa reale media escludendo dallo stesso il

c.d profit sharing, ovvero il sistema di distribuzione dell’economie di gestione

realizzate nel triennio precedente alla revisione tra gestore e utente,

escludere dal calcolo tariffario la componente di remunerazione del capitale

investito relativo alle immobilizzazioni in corso con conseguente danno

sull’effettiva copertura dei costi connessi alla realizzazione delle opere,

modificare il termine entro il quale il gestore ha la facoltà di aggiornare i ricavi

effettivi entro un massimo di tre anni,

eliminare il riconoscimento delle perdite su crediti fino ad un massimo del 2%

annuo che determinano uno scostamento tra incasso previsto e incasso effettivo,

eliminare le sopravvenienze attive e passive straordinarie dal calcolo dei costi,

modificare il sistema di calcolo dell’indennizzo spettante al gestore al termine

dell’affidamento, materia quindi non rientrante nella valutazione del Piano perché

non oggetto di composizione della tariffa media, escludendo la rivalutazione

monetaria del capitale non ammortizzato,

escludere dal calcolo tariffario le componenti di ammortamento e remunerazione

degli allacciamenti realizzati nel periodo 2005-2007 e non coperti da contributo.

E’ da rilevare infine che la stessa istruttoria si conclude con la censura dei canoni ai

Comuni che non siano collegati all'effettiva copertura delle rate di mutui pregressi accesi

per interventi idrici

Le prescrizioni contenute, molte delle quali già oggetto di verifica in altri piani di ambito

da parte del Conviri senza analoghe censure, riguardano materie che non sono definite

dalla normativa di settore ma che rientrano pertanto nel potere pattizio delle parti.

Contro tale decreto, Publiacqua ha presentato istanza di autotutela e, lo scorso 2 aprile,

ha proposto ricorso per l’annullamento dell’atto.

Con il Decreto Prot. 3265/TRI/Di/viri il Ministero ha riaperto l’istruttoria su nuovi elementi

di valutazione presentati dall’Autorità Idrica Toscana con nota n. 1061/2012. In



particolare l’istruttoria è stata riaperta sulle questioni concernenti le immobilizzazioni in

corso, le perdite su crediti e il riconoscimento dei canoni di concessione ai Comuni.

Publiacqua, ha presentato richiesta al Ministero di riaprire il procedimento sull’insieme

delle prescrizioni effettuate, anche alla luce del documento di consultazione redatto

dall’AEEG che sembra riconoscere la legittimità dei punti contestati dal Ministero.

Sotto il profilo delle fonti di finanziamento il 24 febbraio 2011 la società ha rinnovato per

6 mesi il finanziamento ponte, fino al 24 agosto 2011. Alla scadenza è stato nuovamente

rinnovato per ulteriori 15 mesi con scadenza 24 novembre 2012. Il finanziamento è stato

stipulato per un importo di € 60 milioni e prevede un pre-ammortamento complessivo di

€ 5 milioni erogato in data 24 febbraio 2012 per € 2,5 milioni ed in data 24 agosto 2012

per la restante parte.

Acquedotto del Fiora

Sulla base della convenzione di gestione, sottoscritta il 28 dicembre 2001, il Gestore

(Acquedotto del Fiora) ha ricevuto in affidamento in via esclusiva il servizio idrico

integrato dell’ATO n. 6 costituito dall’insieme dei servizi pubblici di captazione, adduzione

e distribuzione di acqua ad usi civili, di fognatura e di depurazione delle acque reflue.

La convenzione di gestione ha una durata di venticinque anni decorrenti dal 1° gennaio

2002.

Nell’agosto 2004 si è conclusa l’operazione per l’ingresso di ACEA – per il tramite del

veicolo Ombrone S.p.A. – nel capitale della società.

Nel mese di dicembre 2011 l’Autorità d’Ambito ha provveduto all’approvazione della

nuova Revisione Tariffaria del Triennio 2008-2010 ed alla revisione del Piano d’Ambito e

del Piano degli Investimenti 2011-2026, in armonia con i principi di sostenibilità e

dell’equilibrio economico-finanziario di medio/lungo termine. In tal sede l’AATO ha colto

l’occasione, cosa da tempo sollecitata da ADF, per ridurre le residue discrepanze fra la

programmazione del Gestore (Piano Economico Finanziario per l’ottenimento del Project

Financing) e quella del Regolatore (Piano Economico Finanziario dell’AATO).

I volumi di acqua venduta inseriti dall’Autorità nel nuovo Piano d’Ambito sono pertanto

allineati a quelli attesi da Acquedotto del Fiora.

Sul fronte finanziario il Gestore ha sottoscritto, in data 5 marzo 2012, la proroga, per

ulteriori 18 mesi ovvero fino a settembre 2013, del contratto di finanziamento ponte che

è passato da € 80 milioni a € 92,8 milioni essendo stato erogato l’ulteriore importo di €



12,8 milioni. Il Gestore continua inoltre a lavorare per la definizione di un’operazione di

“Project Financing” che consenta di sostenere il fabbisogno finanziario della Società fino

al termine della concessione, assicurando la realizzazione dell’intero Piano degli

Investimenti.

Umbra Acque

In data 26 novembre 2007 ACEA S.p.A. si è aggiudicata definitivamente la gara indetta

dall’Autorità d’Ambito per la scelta del socio privato industriale di minoranza di Umbra

Acque S.p.A. La procedura di gara prevedeva a carico dell’aggiudicatario la sottoscrizione

di un aumento del 11,335% del capitale sociale di Umbra Acque S.p.A. post aumento

nonché l’acquisto di 4.457.339 azioni di proprietà dei soci privati uscenti (ACEA era

presente nel capitale di Umbra Acque attraverso la propria controllata Crea)

corrispondenti al 28,665% del capitale sociale di Umbra Acque S.p.A. post aumento.

ACEA ha compiuto entro la fine del 2007 le operazioni di sottoscrizione dell’aumento di

capitale e di acquisto delle azioni dai soci privati uscenti, venendo così ad acquisire la

titolarità del 40,00000257% del capitale sociale di Umbra Acque S.p.A.

La situazione al 30 settembre 2012 chiude con un risultato soddisfacente dal punto di

vista economico, anche se l’impatto dei costi energetici, in crescita, comincia a incidere

con maggior rilevanza sui costi operativi complessivi. L’emergenza idrica estiva ha avuto

un elevato impatto sui costi energetici e sui costi relativi all’utilizzo di autobotti per

l’approvvigionamento delle aree non coperte dal servizio idrico attraverso un sistema

interconnesso. Si conferma l’incremento dei costi del carburante, mentre – proprio a

causa dell’emergenza idrica estiva – non è stato e non sarà possibile riassorbire

l’incremento del costo del personale per attività straordinarie dovute all’emergenza

“neve” del primo trimestre dell’anno.

Nel mese di aprile l’Autorità ha concluso i controlli relativi al periodo tariffario 2003-2007,

riscontrando un conguaglio in favore della Società di circa € 7 milioni. Il diritto a ricevere

tali somme, già iscritte a bilancio negli anni precedenti, viene così confermato da un atto

formale dell’Assemblea dei Sindaci.

GEAL S.p.A., Azga Nord S.p.A. e Lunigiana Acque S.p.A.

La società GEAL S.p.A., gestore del Servizio Idrico Integrato nel territorio comunale di

Lucca, non è soggetto gestore di Ambito ai sensi della Legge 36/1994 (ora D.Lgs 152/06)



e conseguentemente non è immediatamente applicabile ad essa il cd “metodo

normalizzato” di cui al DM LL.PP. 01.08.1996 (Metodo Normalizzato) per la revisione

tariffaria, trovando a tal fine invece applicazione l’intera metodologia basata sulle

deliberazioni del Comitato Interministeriale per la Programmazione Economica (CIPE).

Al termine di un lungo contenzioso con l’Autorità di Ambito2, GEAL nel 2011, anche a

seguito dell’abrogazione dell’art. 23 bis del DL 112/2008 convertito in L 133/2008 e

successive modificazioni intervenuta a seguito della consultazione referendaria del 12 e

13 giugno dello scorso anno, ha definitivamente consolidato la propria gestione nel

territorio del Comune di Lucca, garantendosi, nell’attuale quadro normativo di

riferimento, la continuità gestionale fino alla sua naturale scadenza del 31 dicembre 2025

contenuta nell’attuale concessione di affidamento.

Il 29 dicembre 2011, in un contesto quindi di nuovi e più sereni rapporti con l’Autorità di

Ambito conseguenti alla definizione del contenzioso, GEAL ha sottoscritto con la

medesima e con il Comune di Lucca concedente il servizio idrico, un Protocollo di Intesa

con il quale si sono trasferiti all’Autorità di Ambito i poteri di programmazione (da

esercitarsi tuttavia di concerto con il Comune di Lucca) e di controllo della gestione sul

territorio comunale di Lucca, a fronte dell’introduzione per GEAL della metodologia

tariffaria basata sul DM LL.PP. 01.08.1996, in sostituzione di quella oramai cessata ex

lege basata sulle deliberazioni del CIPE, in modo così da garantire alla società, anche nel

futuro, condizioni di crescita e di sviluppo.

Con deliberazione n. 18 del 30 aprile 2012 il Commissario dell’Autorità Idrica Toscana –

Conferenza Territoriale n. 1 “Toscana Nord”, subentrata alla precedente AATO n. 1

“Toscana Nord” ai sensi della LR 69/2011, ha approvato il Piano di Ambito a valere per il

solo territorio comunale di Lucca unitamente alla nuova tariffa.

Le concessioni di affidamento a Lunigiana Acque S.p.A. del Servizio Idrico Integrato nei

Comuni di Aulla, Podenzana e Tresana (MS), sono tutte decadute anticipatamente al

31.12.2010 così come stabilito dalla Determina del Direttore dell’Autorità di Ambito n.

104 del 21.10.2010, ai sensi dell’art. 23 bis comma 8 lettera e) del DL 112/2008

convertito in L 133/2008 e smi.

Il 30 marzo 2012 tra la società Lunigiana Acque e GAIA, nelle more dell’acquisizione da

parte di quest’ultima del ramo d’azienda, al fine di garantire agli utenti la continuità del

2 Il contenzioso ha preso avvio in quanto l’Autorità di Ambito n. 1 “Toscana Nord”, con deliberazioni della

propria Assemblea consortile n. 18 e 19 del 25.11.2004, aveva compreso il territorio comunale di Lucca, il cui servizio idrico è gestito appunto da GEAL, all’interno del perimetro oggetto dell’affidamento alla società GAIA, quest’ultima interamente partecipata dagli Enti Locali (escluso il Comune di Lucca).



servizio, è stato sottoscritto, a seguito del perfezionamento delle procedure per il

trasferimento del personale ai sensi dell’art. 2112 c.c., un contratto di affitto di ramo

d’azienda con previsione di acquisto entro il 30.09.2012.

Ai sensi del contratto sottoscritto, spetta a Lunigiana Acque il rimborso del valore netto

contabile delle opere, impianti ed attrezzature realizzati a spese della società.

Il 31 marzo 2012 Lunigiana Acque ha definitivamente cessato la propria gestione.

Anche per la società AZGA Nord, gestore del Servizio Idrico Integrato nel Comune di

Pontremoli (MS), le relative concessioni di affidamento sono tutte decadute

anticipatamente al 31 dicembre 2010 così come stabilito dalla Determina del Direttore

dell’Autorità di Ambito n. 105 del 21.10.2010, ai sensi dell’art. 23 bis comma 8 lettera e)

del D.L. 112/2008 convertito in Legge 133/2008 e successive modificazioni.

In ragione del venir meno degli affidamenti, oltre che per la situazione patrimoniale della

società, AZGA Nord è stata messa in liquidazione con deliberazione dell’Assemblea

straordinaria degli azionisti del 15 dicembre 2010.

Ancorché in liquidazione, la gestione è comunque proseguita al fine di garantire la

continuità nell’erogazione di un servizio pubblico essenziale, in attesa dell’affidamento del

Servizio Idrico Integrato ad un nuovo operatore.

Allo stato sono in corso consultazioni tra Autorità di Ambito (ora Autorità Idrica Toscana),

Comune di Pontremoli (azionista di maggioranza di AZGA Nord) e GAIA, per il

trasferimento a quest’ultima della gestione del Servizio Idrico Integrato che ad oggi non

risulta ancora perfezionato.

Come per Lunigiana Acque, spetta al concessionario il rimborso del valore netto contabile

delle opere, impianti ed attrezzature realizzati a spese del concessionario stesso.



Area Industriale Ambiente

ARIA

Nel rispetto delle linee guida del piano strategico 2011-2013, approvate dal Consiglio di

Amministrazione di ACEA S.p.A., si rammenta che in un’ottica di semplificazione,

ottimizzazione e razionalizzazione della struttura societaria si è proceduto, con efficacia

dal 1° settembre 2011, alla fusione per incorporazione di Terni ENA, EALL,

Enercombustibili ed Ergo ENA in ARIA nonché alla messa in liquidazione della Società

controllata Ecoenergie.

Si ricorda che alla fine del mese di aprile 2012 è stata sottoscritta la Convenzione

definitiva in regime CIP 6/92 che regola il ritiro dell’energia delle due nuove linee

dell’impianto di termovalorizzazione di San Vittore del Lazio.

Si informa altresì che nel corso del periodo la Società ha intrattenuto rapporti di

commercializzazione di energia elettrica con la Società del Gruppo Acea Energia Holding,

che svolge attività di operatore di mercato, per i volumi di Energia prodotta dalle due

nuove linee dell’impianto di San Vittore del Lazio in eccedenza rispetto a quella ritirata

dal GSE in regime di CIP 6/92.

Impianto di termovalorizzazione di Terni (UL1)

L’attività dell’impianto di termovalorizzazione dei rifiuti risulta ancora sospesa per effetto

delle attività di revamping impiantistico; la ripresa delle attività è prevista nel corso

dell’ultimo trimestre. L’entrata in esercizio dell’impianto, con l’impiego del pulper di

cartiera consentirà alla società di beneficiare del regime di incentivazione con

riconoscimento di certificati verdi per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili

ai sensi di quanto previsto dall’art. 25 del D.Lgs. 28/2011. E’ invece in corso l’ attività

dell’impianto fotovoltaico installato nel sito.

Impianto di produzione CDR di Paliano (UL2)

L’autorizzazione in regime ordinario per la produzione di Combustibile da Rifiuto (CDR)

nell’impianto di Paliano ha scadenza 30 giugno 2018.

Per effetto delle attività di adeguamento degli impianti l’attività del primo semestre

risulta rallentata, ma in linea con le aspettative. Si evidenzia che nel terzo trimestre è

proseguita l’attività dell’impianto con il trattamento della frazione secca combustibile

proveniente dal territorio della Regione Lazio e prodotta da AMA.

Il CDR prodotto viene destinato all’alimentazione dell’impianto di San Vittore del Lazio. Le

quantità di rifiuti trattati nel corso del periodo gennaio – settembre 2012 si sono



attestate a 3.888 tonnellate, fatturati ad un prezzo medio di conferimento pari a €

64/ton.

Impianto di termovalorizzazione di San Vittore del Lazio (UL3)

L’impianto di termovalorizzazione di San Vittore del Lazio è destinato alla produzione di

energia elettrica da fonti rinnovabili ed in particolare da CDR.

Sono di seguito riportati i principali dati operativi che hanno caratterizzato il periodo

gennaio- settembre 2012 (confrontati con il medesimo periodo dello scorso anno):

L’esame dei dati operativi permette di rilevare il significativo aumento del quantitativo del

CDR conferito da soggetti terzi, in aggiunta a quello conferito da SAF S.p.A., nonché

l’incremento del potenziale di produttività rispetto a quello ottenuto nel medesimo

periodo del 2011, per effetto dell’entrata in funzione, ad aprile e luglio 2011, delle 2 linee

di impianto.

SAO

In conformità con quanto deliberato dal Consiglio di Amministrazione di SAO, tenutosi nel

mese di marzo 2012, è stato ceduto, con effetto dal 1° maggio 2012, il ramo d’azienda

relativo ai Servizi di Igiene Urbana che non costituiva più attività strategica nel contesto

dei piani di sviluppo della società.

Per realizzare l’intervento di revamping dell’impianto di trattamento di Orvieto in

conformità con le autorizzazioni rilasciate dagli Enti competenti, a decorrere dal 3 marzo

2012, il trattamento finalizzato al recupero della frazione organica e del verde provenienti

dalla raccolta differenziata viene effettuato presso impianti terzi regolarmente autorizzati

e, a decorrere dal 2 aprile 2012, il regolare conferimento dei rifiuti solidi urbani

indifferenziati viene garantito effettuando un trattamento alternativo.

Nel mese di giugno è stata confermata alla Provincia di Terni l’intenzione di procrastinare

l’intervento di revamping dell’impianto di trattamento rifiuti di Orvieto al secondo

U.M. 2012 2011

Ore direttamente operative in parallelo h 11.604 7.177

E.E. prodotta MWh 161.151 92.534

E.E. ceduta MWh 139.203 79.026

CDR conferito SAF Ton 56.511 52.391

CDR conferito ALTRI Ton 89.673 46.947

CDR prodotto dall’impianto di Paliano Ton 12.251 390



semestre 2013 con avvio delle attività del nuovo impianto nel gennaio 2014 per

consentire la progressiva attivazione del nuovo impianto entro la fine del mese di agosto

2014. La posticipazione dell’intervento si è resa necessaria a fronte delle

indeterminatezze ancora persistenti, circa il contesto pianificatorio a livello di ambito

territoriale e le incentivazioni per le fonti rinnovabili di energia. Alla luce della

posticipazione dell’intervento di revamping dell’impianto di trattamento rifiuti di Orvieto,

è stata avviata la realizzazione di alcuni interventi di manutenzione straordinaria

strettamente necessari per ripristinare la funzionalità dell’impianto di trattamento

esistente. Tali interventi sono stati ultimati il 16 luglio 2012. Nello stesso giorno

l’impianto esistente ha ripreso il normale funzionamento e pertanto è cessato il

trattamento alternativo dei rifiuti solidi urbani ed il trattamento di recupero presso

impianti terzi della frazione organica e del verde provenienti dalla raccolta differenziata.

È da segnalare inoltre che:

nel mese di luglio sono stati ultimati e collaudati con esito positivo i lavori di

realizzazione del 9° gradone della discarica in esercizio. Tali lavori costituiscono il

primo intervento previsto nel progetto di revamping approvato dalla Provincia di Terni

con l’Autorizzazione Integrata Ambientale dell’11 agosto 2011;

con deliberazione del 02.08.2012 l'Assemblea dell'ATI ha adottato il Piano di Ambito

per la gestione integrata dei rifiuti urbani. La proposta di Piano è stata pertanto

inviata ai consigli dei Comuni che compongono lo stesso ATI per l’espressione del

parere di competenza ed è stata pubblicata sul B.U.R. Umbria del 2 ottobre 2012 per

consentire l’invio delle osservazioni e dei contributi da parte dei soggetti interessati

entro 60 giorni dalla medesima data di pubblicazione. Si rammenta che nel mese di

aprile 2012 l'ATI 4 ha richiesto a SAO e ad ASM Terni di elaborare un’ulteriore

revisione del Piano Economico Finanziario (PEF) dei rispettivi progetti sulla base di

diversi flussi di rifiuti e diversa configurazione impiantistica. In particolare, per quanto

riguarda le attività di SAO, l’ATI4 ha richiesto di revisionare il PEF considerando di

conferire e smaltire, presso la discarica di Orvieto, in sostituzione dei Rifiuti Speciali,

tutta la frazione secca combustibile derivante dalla selezione del rifiuto solido urbano

indifferenziato. La società ha ultimato la revisione del PEF richiesta con il supporto

delle competenti strutture della capogruppo ed ha rimesso tale documentazione

all’ATI4. Successivamente l'ATI4, ha chiesto a SAO di recepire, nella citata

elaborazione del PEF, alcuni ribassi percentuali relativi all’importo dei lavori; ciò nel

contesto di una verifica di congruità dei prezzi praticati contenuti nel citato PEF

condotta dall’ATI 4 stessa a partire dall’analisi dei ribassi medi praticati in Umbria.

SAO ha trasmesso all’ATI tale ulteriore revisione, verificando, con il supporto delle



competenti strutture della Capogruppo, la redditività degli interventi previsti nei

progetti autorizzati dagli Enti competenti con le ulteriori modifiche richieste dall'ATI4.

Le tariffe di conferimento dei rifiuti relative all’ultima revisione del PEF sono riportate

nel Piano d’Ambito adottato dall’Assemblea dell’ATI4 sopra citato;

il 21 agosto è stata presentata al Comune di Orvieto richiesta di dichiarazione di

compatibilità urbanistica relativa alla procedura di verifica di assoggettabilità per la

realizzazione di una cava di argilla, presso il polo impiantistico SAO di Orvieto, ai

sensi dell’art. 21 del regolamento regionale Umbria n° 3/2005 per il soddisfacimento

del fabbisogno straordinario per la gestione della discarica in esercizio;

il 23 agosto 2012, presso la sede della provincia di Terni, si è tenuta la prima riunione

della conferenza dei servizi relativa al potenziamento dell’impianto di sfruttamento

energetico del biogas prodotto dalla discarica di Orvieto. L’istanza per l’ottenimento

dell’autorizzazione unica ai sensi dell’art. 12 comma 3 del D.Lgs 29/12/2003 n° 387 e

s.m.i. è stata presentata agli Enti competenti dalla società I.C.Q. Holding S.p.A. di

Roma che, si rammenta, è l’attuale proprietaria, titolare dell’autorizzazione e gestore

dello stesso impianto di recupero energetico di cui si richiede il potenziamento;

il 3 settembre sono stati avviati i lavori di manutenzione straordinaria della discarica

esaurita e riambientata ubicata nel polo impiantistico sopra citato;

con comunicazione del 20 settembre 2012, il servizio Gestione Rifiuti, Emissioni ed

AIA della Provincia di Terni ha richiesto alla società SAO di confermare la tempistica

per la realizzazione dell’intervento di revamping dell’impianto di trattamento rifiuti

comunicata dalla società allo stesso Ente il 4 giugno 2012;

Si è infine proceduto alla trasformazione della forma giuridica della società in Società a

responsabilità limitata.

Aquaser

Le attività di recupero vengono svolte prevalentemente mediante il conferimento ad

impianti di compostaggio prevalentemente di terzi e lo spandimento di fanghi in

agricoltura su autorizzazioni anche esse prevalentemente di terzi.

Aquaser svolge l’attività di trattamento rifiuti attraverso società Solemme e Kyklos

nonché l’attività di trattamento fanghi per le Società del Gruppo ACEA Ato2 e ACEA Ato5,

Acquedotto del Fiora, Umbra Acque, Crea Gestioni, Sogea ed ASA.

Grazie ad un ulteriore 11% nel capitale sociale della società ISA Srl, Aquaser ha

raggiunto una quota di partecipazione pari al 51% del capitale sociale della stessa



acquisendo di fatto il controllo. Ha così rafforzato la redditività della filiera gestita

svolgendo anche l’attività di logistica e trasporto dei rifiuti.

Si segnala che, per quanto riguarda, la controllata SOLEMME, nel mese di febbraio si è

tenuta la conferenza dei servizi decisoria che ha approvato la realizzazione e l’esercizio

dell’impianto con potenzialità di 70.000 tonnellate annue condizionandone la

realizzazione alle procedure urbanistiche.

La società si è attivata per procedere con quanto necessario richiamando

l’amministrazione comunale al rispetto dei tempi procedurali.

In particolare per quanto riguarda il Lazio, oltre allo sviluppo della società KYKLOS, si è

conclusa la due diligence della società SAMACE.

Il closing dell’operazione è previsto per l’inizio del 2013.

Si segnala infine che la società ha ottenuto un finanziamento di 320.000 euro dal

Ministero dell’Ambiente per la realizzazione di un impianto sperimentale di compostaggio

presso Città del Messico: l’avvio dei lavori per la realizzazione è previsto entro la fine

dell’anno.

KYKLOS

La Società svolge la propria attività in località Nettuno Ferriere ad Aprilia in forza di

un’autorizzazione ottenuta dalla Regione Lazio per il recupero di 66.000 ton/annuo.

Nel corso degli esercizi la Società ha incrementato e consolidato i volumi di rifiuti

recuperati all’interno del proprio impianto, incrementando anche il proprio fatturato.

Rispetto al medesimo periodo del 2011 ha registrato un incremento del Valore della

Produzione del 4,6% e del risultato netto del 14,5% attestandosi alla fine del periodo a €

0,4 milioni.

Nel periodo in oggetto la sostanziale assenza di altri impianti similari sul territorio

regionale ha fatto di Kyklos l’impianto di riferimento per la Provincia di Roma e di Latina;

la disponibilità di Kyklos ha evitato per le due province l’emergenza rifiuti organici. E’

ancora in corso l’iter autorizzativo per l’adeguamento dell’attuale impianto e

l’ampliamento della potenzialità fino a120.000 tonnellate anno mediante la realizzazione

di una sezione di digestione anaerobica con recupero di energia elettrica e termica.

Le attività svolte nel corso del primo semestre 2012 e le attività di collaborazione, grazie

anche all’aiuto della controllante Aquaser, con l’Università della Tuscia hanno consentito

alla società di sviluppare ed affermare sempre di più il nuovo punto di vista nella gestione

dei rifiuti organici organizzando il processo produttivo con l’ottimizzazione del fertilizzante

prodotto secondo un approccio innovativo non dal lato dei rifiuti ma dal lato del prodotto.



SOLEMME

La società chiude il periodo gennaio – settembre 2012 con un risultato netto negativo

pari a € 0,6 milioni a causa delle condizioni ambientali in cui la società sta operando,

caratterizzate da una forte opposizione locale principalmente diretta ad impedire lo

sviluppo della società e inizialmente la realizzazione del nuovo impianto di valorizzazione

energetica dei fanghi, ma anche a contrastare la gestione dell’attuale impianto di

compostaggio ed il suo adeguamento mediante inserimento di un comparto di digestione

anaerobica.

In questo contesto deve essere compresa anche la questione sollevatasi intorno alla

sanzione amministrativa, contestata dalla società, è stata comminata dal Ministero delle

Politiche Agricole e Forestali nel corso del 2011, relativamente all’impiego nella miscela

per la produzione dell’ammendante compostato misto di una percentuale di fanghi

superiore al 35% p/p. La società, anche avvalendosi delle sinergie con la società Kyklos,

ha avviato il conferimento di nuove tipologie di rifiuti, e, si sta attivando presso tutte le

sedi istituzionali per chiarire l’interpretazione delle modalità di produzione del

fertilizzante, al fine di riavviare al più presto la produzione a regime.

Il nuovo piano industriale prevede l’ampliamento dell’attuale impianto di compostaggio,

con un investimento di circa € 12 milioni da realizzarsi nel corso del 2013 ed in parte

nell’anno successivo e che permetterà la produzione di energia elettrica per una capacità

di ca. 0,5 MW.

In data 14 febbraio 2012 la Provincia di Grosseto in sede di conferenza di servizi

decisoria ha approvato la realizzazione e l’esercizio dell’impianto con potenzialità di

70.000 tonnellate annue condizionandone la realizzazione al perfezionamento delle

procedure urbanistiche.

La conclusione della conferenza dei servizi, evidentemente positivo per la società,

determina di fatto la possibilità di realizzare l’adeguamento impiantistico proposto.

In data 11 settembre 2012 il comune di Monterotondo Marittimo ha comunicato la

conclusione della fase preliminare della procedura di VAS relativa al piano attuativo e la

richiesta di implementazione del Rapporto Ambientale.

E’ pertanto ipotizzabile l’avvio delle attività per la realizzazione dell’adeguamento

impiantistico nel breve periodo.

Gli investimenti realizzati dalla società nel corso del periodo si riferiscono

prevalentemente ad interventi di manutenzione straordinaria sull’attuale impianto di

compostaggio necessari al fine di conseguire il corretto mantenimento dell’attuale

impianto.



ISA

La Società opera nel settore dei servizi ed in particolare in quello dei trasporti oltre che

nel predisporre soluzioni a servizio di opere civili ed industriali, anche attraverso l’utilizzo

di reti e sistemi informatizzati, per migliorare servizi di logistica e nella gestione di

impianti meccanici ed elettrici complessi.

L’incontro delle esperienze maturate dalla società con le esigenze del nuovo socio

Aquaser S.r.l, che ha inteso rafforzare la propria organizzazione per svolgere in maniera

più autonoma i propri servizi, non solo quelli di trasporto ma anche quelli relativi ad altre

attività connesse e complementari quali lo spandimento fanghi in agricoltura, la

manutenzione dei letti di essiccamento e servizi di auto spurgo, hanno determinato una

crescita significativa delle attività svolte.

Per quanto riguarda gli investimenti si segnala che attualmente la società dispone di un

proprio parco mezzi per lo svolgimento delle attività di autotrasporto.

Nel corso del periodo la Società si è dotata di ulteriori cassoni per il trasporto dei fanghi

che incrementano di fatto la propria dotazione patrimoniale rafforzando la

specializzazione della società nel settore gestionale e logistico.

Informativa di settore


79


Per una migliore comprensione della separazione operata in tale paragrafo si precisa che:

generazione, trading/energy management e vendita riferiscono all’Area Industriale

Energia responsabile, sotto il profilo organizzativo, delle Società Acea Energia

Holding, Acea Energia, Umbria Energy, Voghera Energia Vendite, Elga Sud e Acea

Produzione,

distribuzione, illuminazione pubblica (Roma e Napoli) e fotovoltaico riferiscono

all’Area Industriale Reti responsabile, sotto il profilo organizzativo, di ACEA

Distribuzione, ARSE, Ecogena e Acea Illuminazione Pubblica,

servizi di analisi e ricerca si riferisce alla Funzione Ingegneria e Servizi responsabile,

sotto il profilo organizzativo di Laboratori S.p.A. e dei consorzi di ricerca,

gestioni idriche Estero si riferisce all’Area Industriale Idrico responsabile, sotto il

profilo organizzativo, anche delle Società idriche operanti all’estero,

gestioni idriche Italia si riferisce all’Area industriale Idrico, responsabile, sotto il

profilo organizzativo, delle società idriche operanti nel Lazio, Campania, Toscana e

Umbria e di AceaGori Servizi,

ambiente si riferisce all’omonima Area Industriale responsabile, sotto il profilo

organizzativo, delle società del Gruppo A.R.I.A. e del Gruppo Aquaser.

Si informa che il totale dei ricavi riportato nella tabella che segue differisce

dall’ammontare dei ricavi netti consolidati del Conto Economico Consolidato per effetto

dell’inclusione dei proventi da fair value derivanti dalla gestione del rischio commodity.

Gli schemi di Stato patrimoniale al 30 settembre 2012 e al 31 dicembre 2011 nonché

quelli di conto economico al 30 settembre 2012 ed al 30 settembre 2011 sono riportati

tra gli allegati.

Forma, struttura e perimetro di riferimento


80


Informazioni generali

Il Resoconto Intermedio di Gestione del Gruppo ACEA al 30 settembre 2012 è stato

approvato con delibera del Consiglio di Amministrazione del 12 novembre 2012. La

Capogruppo ACEA S.p.A. è una società italiana le cui azioni sono negoziate alla borsa di

Milano.

I principali settori di attività in cui opera il Gruppo ACEA sono descritti nel paragrafo

“Andamento della Gestione nel periodo”.

Conformità agli IAS/IFRS

Il presente Resoconto Intermedio di Gestione, redatto su base consolidata, è predisposto

in conformità ai principi contabili internazionali efficaci alla data di bilancio, approvati

dall’International Accounting Standards Board (IASB) ed adottati dall’Unione Europea,

costituiti dagli International Financial Reporting Standards (IFRS) e dalle interpretazioni

dell’International Financial Reporting Interpretations Committee (IFRIC) e dello Standing

Interpretations Committee (SIC), collettivamente indicati “IFRS”. Nella predisposizione

del presente bilancio intermedio, redatto in conformità allo IAS 34, applicabile per

l’informativa finanziaria infrannuale, sono stati applicati gli stesi principi contabili adottati

ai fini della redazione del Bilancio Consolidato al 31 dicembre 2011, ai quali si rinvia per

completezza di trattazione e, pertanto, deve essere letto congiuntamente ad esso. Il

presente Resoconto Intermedio di Gestione è redatto nella forma prevista dallo IAS 34.

Basi di presentazione

Il Resoconto Intermedio di Gestione è costituito Prospetto della Situazione Patrimoniale e

Finanziaria Consolidata, dal Prospetto di Conto economico Consolidato e dal Prospetto di

Conto economico Complessivo Consolidato, dal Prospetto del Rendiconto finanziario

Consolidato e dal Prospetto delle variazioni del Patrimonio netto Consolidato, nonché

dalle note illustrative ed integrative, redatte secondo quanto previsto dallo IAS 34.

Si specifica che il Conto economico è classificato in base alla natura dei costi, la

Situazione Patrimoniale e Finanziaria sulla base del criterio di liquidità con suddivisione

delle poste tra corrente e non corrente, mentre il rendiconto finanziario è presentato

utilizzando il metodo indiretto.



81

Il Resoconto Intermedio di Gestione è redatto in euro; i valori dei prospetti di conto

economico e stato patrimoniale sono arrotondati alle migliaia di euro mentre quelli delle

note di commento sono arrotondati in milioni di euro.

Principi contabili e criteri di valutazione

I criteri di rilevazione e valutazione adottati per la presentazione del Resoconto

Intermedio di Gestione sono quelli adottati per la redazione del Bilancio Consolidato al 31

dicembre 2011 al quale si fa rinvio per la descrizione di quelli più significativi.

Indicatori alternativi di performance

Di seguito, in linea con la raccomandazione del CESR/05-178b, si illustrano il contenuto

ed il significato delle misure di risultato non-GAAP e degli altri indicatori alternativi di

performance utilizzati nel presente bilancio:

1. il margine operativo lordo rappresenta per il Gruppo ACEA un indicatore della

performance operativa ed è determinato sommando al Risultato operativo gli

“Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni”;

2. la posizione finanziaria netta rappresenta un indicatore della struttura finanziaria del

Gruppo ACEA e si ottiene dalla somma dei Debiti e Passività finanziarie non correnti al

netto delle Attività finanziarie non correnti (crediti finanziari e titoli diversi da

partecipazioni), dei Debiti Finanziari Correnti e delle Altre passività correnti al netto

delle attività finanziarie correnti e delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti;

3. il capitale investito netto è definito come somma delle “Attività correnti”, delle

“Attività non correnti”e delle Attività e Passività destinate alla vendita al netto delle

“Passività correnti” e delle “Passività non correnti”, escludendo le voci considerate

nella determinazione della posizione finanziaria netta.

Uso di stime

La redazione del Resoconto Intermedio di Gestione, in applicazione agli IFRS, richiede

l’effettuazione di stime ed assunzioni che hanno effetto sui valori delle attività e delle

passività di bilancio e sull’informativa relativa ad attività e passività potenziali alla data di

riferimento. I risultati di consuntivo potrebbero differire da tali stime. Le stime sono

utilizzate per rilevare gli accantonamenti per rischi su crediti, per obsolescenza di

magazzino, svalutazioni di attivo, benefici ai dipendenti, fair value degli strumenti

derivati, imposte ed altri accantonamenti e fondi. Le stime e le assunzioni sono riviste

periodicamente e gli effetti di ogni variazione sono riflessi a conto economico.



82

Si segnala inoltre che taluni processi valutativi, in particolare quelli più complessi quali la

determinazione di eventuali perdite di valore di attività non correnti, sono generalmente

effettuati in modo completo solo in sede di redazione del bilancio annuale, salvo i casi in

cui vi siano indicatori di impairment che richiedano un’immediata valutazione di eventuali

perdite di valore.

Si segnala infine che le stime effettuate nel presente documento potrebbero differire da

quelle che verranno eseguite nell’ultimo trimestre del presente esercizio in conseguenza

sia della situazione di incertezza, sotto il profilo tariffario, che caratterizza alcune gestioni

idriche, sia della situazione di incertezza, sotto il profilo regolatorio, prodotta dalla

emananda normativa, da parte della AEEG, di modificazione del metodo normalizzato e

dell’introduzione di una tariffa idrica provvisoria. In particolare le differenze potranno

determinarsi con riferimento agli effetti della revisione tariffaria di ACEA Ato2 intervenuta

il 17 aprile 2012 ivi inclusi i conguagli tariffari relativi al periodo 2006 – 2011 nonché, più

in generale, all’ammontare dei ricavi 2012 delle società idriche.

Le imposte di periodo rappresentano la somma delle imposte correnti e differite calcolate

sulla base delle aliquote attese per l’esercizio in corso.

Effetti della stagionalità delle operazioni

Per il tipo di business nel quale opera, il Gruppo ACEA non è soggetto a significativi

fenomeni di stagionalità. Tuttavia, alcuni specifici settori di attività possono risentire di

andamenti non uniformi lungo l’intero arco temporale annuale.

In particolare, il settore della generazione può essere soggetto a fenomeni di stagionalità

in relazione alla disponibilità delle centrali di produzione, le quali possono risentire sia di

variabili endogene (fermate di manutenzione programmate, etc.) che di variabili esogene

(idraulicità, rotture o altri imprevisti, oltre che richieste di fermata da parte di Terna

nell’ambito della sua attività di gestione della rete). Si rinvia a quanto illustrato

nell’apposito paragrafo “Andamento della gestione nel periodo”.

Il Resoconto Intermedio di Gestione non è sottoposto a revisione contabile.

Criteri e procedure di consolidamento


83


Criteri di consolidamento

Società controllate

L’area di consolidamento comprende la Capogruppo ACEA S.p.A. e le società nelle quali la

stessa esercita direttamente o indirettamente un controllo attraverso la maggioranza dei

diritti di voto.

Le società controllate sono consolidate a partire dalla data in cui il controllo è stato

effettivamente trasferito al Gruppo, e cessano di essere consolidate dalla data in cui il

controllo è trasferito al di fuori del Gruppo. Laddove si riscontri una perdita di controllo di

una società rientrante nell'area di consolidamento, il Bilancio Consolidato include il

risultato dell'esercizio in proporzione al periodo dell'esercizio nel quale il Gruppo ACEA ne

ha mantenuto il controllo.

Imprese a controllo congiunto

Riguardano società sulle cui attività il Gruppo detiene un controllo congiunto con terzi

(cosiddette Joint Ventures), ovvero quando in base ad accordi contrattuali, le decisioni

finanziarie, gestionali e strategiche possono essere assunte unicamente con il consenso

unanime di tutte le parti che ne condividono il controllo. Il bilancio consolidato include la

quota di pertinenza del Gruppo dei risultati delle società a controllo congiunto,

contabilizzata con il metodo proporzionale. Vengono pertanto incluse tutte le attività, le

passività ed i risultati economici di tali società, in misura proporzionale alla quota di

competenza del Gruppo e classificate a seconda della loro natura. Quando un’impresa del

Gruppo intraprende le proprie attività direttamente tramite accordi di Joint ventures le

passività ed i costi sostenuti direttamente rispetto alle attività controllate congiuntamente

sono rilevati in base al principio della competenza. Le quote di utile derivanti dalla

vendita o dall’uso delle risorse prodotte dalla Joint venture, al netto delle relative quote

di spese, sono riconosciute quando è probabile che i benefici economici derivanti dalle

operazioni affluiscano al Gruppo ed il loro importo può essere misurato attendibilmente.

Qualora gli accordi di Joint Venture prevedano la costituzione di un’entità separata, le

attività, passività, costi e ricavi delle imprese a controllo congiunto è integrata linea per

linea con le voci equivalenti del bilancio consolidato. Con riferimento alle operazioni

intercorse fra un’impresa del Gruppo ed un’impresa a controllo congiunto, gli utili e le

perdite non realizzati sono eliminati in misura pari alla percentuale di partecipazione del



84

Gruppo nell’impresa a controllo congiunto, ad eccezione del caso in cui le perdite non

realizzate costituiscano l’evidenza di una riduzione nel valore dell’attività trasferita.

Società collegate

Le Partecipazioni in società collegate, sono quelle nelle quali si esercita un’influenza

notevole, ma non il controllo né il controllo congiunto, attraverso la partecipazione alle

decisioni sulle politiche finanziarie ed operative della partecipata. Il bilancio consolidato

include la quota di pertinenza del Gruppo dei risultati delle collegate, contabilizzata con il

metodo del Patrimonio netto, ad eccezione dei casi in cui sono classificate come detenute

per la vendita, a partire dalla data in cui ha avuto inizio l’influenza notevole fino al

momento in cui cessa di esistere.

Qualora la quota di perdita di pertinenza del Gruppo ecceda il valore contabile della

Partecipazione, quest’ultimo deve essere annullato e l’eventuale eccedenza deve essere

coperta tramite accantonamenti nella misura in cui il Gruppo abbia obbligazioni legali o

implicite nei confronti della partecipata a coprire le sue perdite o, comunque, ad

effettuare pagamenti per suo conto. L’eccedenza del costo di acquisizione rispetto alla

percentuale spettante al Gruppo del valore corrente delle attività, passività e passività

potenziali identificabili della collegata alla data di acquisizione, è riconosciuta come

avviamento. L’avviamento è incluso nel valore di carico dell’investimento ed è

assoggettata a test di impairment. Il minor valore del costo di acquisizione rispetto alla

percentuale di spettanza del Gruppo del fair value delle attività, passività e passività

potenziali identificabili della collegata alla data di acquisizione è accreditato a conto

economico nell’esercizio dell’acquisizione.

Con riferimento alle operazioni intercorse fra un’impresa del Gruppo e una collegata, gli

utili e le perdite non realizzati sono eliminati in misura pari alla percentuale di

partecipazione del Gruppo nella collegata, ad eccezione del caso in cui le perdite non

realizzate costituiscano l’evidenza di una riduzione nel valore dell’attività trasferita.



85

Procedure di consolidamento

Procedura generale

I bilanci delle controllate, collegate e Joint ventures del Gruppo sono redatti adottando

per ciascuna chiusura contabile i medesimi principi contabili della controllante; eventuali

rettifiche di consolidamento sono apportate per rendere omogenee le voci che sono

influenzate dall’applicazione di principi contabili differenti.

Tutti i saldi e le transazioni infragruppo, inclusi eventuali utili non realizzati derivanti da

rapporti intrattenuti tra società del Gruppo, sono completamente eliminati. Le perdite non

realizzate sono eliminate ad eccezione del caso in cui esse non potranno essere

recuperate in seguito.

Il valore contabile della partecipazione in ciascuna delle controllate è eliminato a fronte

della corrispondente quota di patrimonio netto di ciascuna delle controllate comprensiva

degli eventuali adeguamenti al fair value alla data di acquisizione; la differenza

emergente deve essere trattata come un avviamento e come tale contabilizzata ai fini

dell’IFRS 3.

La quota di interessenza degli azionisti di minoranza nelle attività nette delle controllate

consolidate è identificata separatamente rispetto al patrimonio netto di Gruppo. Tale

interessenza viene determinata in base alla percentuale da essi detenuta nei fair value

delle attività e passività iscritte alla data dell’acquisizione originaria e nelle variazioni di

patrimonio netto dopo tale data. Successivamente le perdite attribuibili agli azionisti di

minoranza eccedenti il patrimonio netto di loro spettanza sono attribuite al patrimonio

netto di Gruppo ad eccezione dei casi in cui le minoranze hanno un’obbligazione

vincolante e sono in grado di fare ulteriori investimenti per coprire le perdite.

Procedura di consolidamento delle attività e passività detenute per la vendita

(IFRS5)

Le attività e le passività non correnti sono classificate come possedute per la vendita,

secondo quanto previsto nell’IFRS 5.

Consolidamento d’imprese estere

Tutte le attività e le passività d’imprese estere in moneta diversa dall’euro sono

convertite utilizzando i tassi di cambio vigenti alla data di riferimento del bilancio.

I ricavi ed i costi sono convertiti al cambio medio dell’esercizio. Le differenze di

conversione risultanti vengono incluse in una voce di Patrimonio netto fino all’eventuale

cessione della partecipazione.



86

In sede di prima applicazione degli IFRS le differenze cumulative di conversione

generate dal consolidamento di imprese estere sono state azzerate, pertanto la riserva

iscritta nel bilancio consolidato comprenderà solo le plusvalenze o minusvalenze

generatesi a partire dal 1° gennaio 2004.

Le operazioni in valuta estera sono contabilizzate al tasso di cambio in vigore alla data

dell’operazione. Le attività e passività in valuta estera sono poi convertite al tasso di

cambio vigente alla data di chiusura del bilancio. Sono rilevate nel conto economico,

ovvero nella gestione finanziaria, le differenze di cambio generate dalla conversione e

quelle realizzate al momento dall’estinzione dell’operazione.

Area di consolidamento


87


Il Resoconto Intermedio di Gestione del Gruppo ACEA include il bilancio della Capogruppo

ACEA ed i bilanci delle società controllate italiane ed estere, delle quali si dispone

direttamente o indirettamente la maggioranza dei diritti di voto esercitabili in assemblea

ordinaria disponendo quindi del potere di determinare le scelte finanziarie e gestionali

ottenendone i relativi benefici. Inoltre sono consolidate con il metodo proporzionale le

società sulle quali la Capogruppo esercita il controllo congiuntamente con altri soci.

L’Area di consolidamento del Gruppo è suddivisa in aree:

A. Variazioni dell’area di consolidamento

L’area di consolidamento al 30 settembre 2012 ha subito modifiche rispetto a quella del

Resoconto Intermedio di Gestione al 30 settembre 2011 in conseguenza, principalmente,

dell’avvenuta esecuzione, in data 31 marzo 2011, dell’operazione di scioglimento del

contratto di Joint Venture firmato nel 2002 e dei reciproci rapporti, posizioni, diritti e

obblighi ad esso connessi (per maggiori informazioni si rinvia a quanto ampiamente

descritto nel Bilancio Consolidato al 31 dicembre 2011); pertanto i dati economici non

sono immediatamente confrontabili con quelli dei primi nove mesi del 2011.

Le modifiche dell’area di consolidamento hanno inoltre riguardato:

l’acquisto, avvenuto nel mese di marzo 2011, da parte di ACEA del 70% di Acea

Servizi Acqua S.r.l. da Smeco Lazio S.r.l.,

l’acquisto, avvenuto alla fine di marzo 2011, da parte di Aquaser del 40% della

società di Innovazione Sostenibilità Ambientale S.r.l. (ISA),

lo scioglimento dei consorzi Acea Ato5 Servizi e Acea Ricerca Perdite avvenuto

rispettivamente nel mese di dicembre 2011 e nel mese di maggio 2012.

B. Partecipazioni escluse dall’area di consolidamento

In sede di applicazione delle procedure di consolidamento sopra enunciate e del metodo

del patrimonio netto sono state escluse, rispettivamente, le società controllate e collegate

che sono pertanto iscritte al loro costo. E’ stato possibile ricorrere a questa

semplificazione applicativa tenuto conto che le partecipate sotto elencate sono non

operative (tutte in liquidazione) e/o non significative, considerate sia individualmente e

sia su base aggregata, avuto riguardo a fattori qualitativi e quantitativi:



88

1) Luce Napoli, posseduta da ACEA al 70%, si segnala che la società è stata posta

in liquidazione nel mese di novembre 2008;

2) Tirana Acque S.c.a.r.l. in liquidazione posseduta al 40% da ACEA.

Prospetto di Conto Economico Consolidato


89

Prospetto di Conto Economico Consolidato

Importi in migliaia di Euro

IFRS5 30.09.2012 30.09.2011 Variazione Variazione

Percentuale

Ricavi da vendita e prestazioni 2.597.842 2.191.464 406.378 18,5%

Altri ricavi e proventi 53.471 41.977 11.494 27,4%

Ricavi netti consolidati 2.651.313 2.233.441 417.872 18,7%

Costo del lavoro 217.029 215.137 1.891 0,9%

Costi esterni 1.949.369 1.459.911 489.459 33,5%

Costi operativi consolidati 2.166.398 1.675.048 491.350 29,3%

Proventi/(Oneri) netti da gestione rischio

commodity (332) 246 (577) -235,0%

Margine Operativo Lordo 484.583 558.638 (74.055) -13,3%

Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni 263.327 326.307 (62.979) -19,3%

Risultato operativo 221.256 232.331 (11.076) -4,8%

(Oneri)/Proventi Finanziari (91.143) (80.325) (10.818) 13,5%

(Oneri)/Proventi Finanziari tipici (91.143) (80.325) (10.818) 13,5%

(Oneri)/Proventi Finanziari atipici 0 0 0 0,0%

(Oneri)/Proventi da Partecipazioni 1.119 7.597 (6.479) -85,3%

Risultato ante imposte 131.232 159.604 (28.372) -17,8%

Imposte sul Reddito 68.048 35.744 32.305 90,4%

Risultato netto Attività in Funzionamento 63.183 123.860 (60.677) -49,0%

Risultato netto Attività Discontinue 0 (55.009) 55.009 -100,0%

Risultato Netto 63.183 68.851 (5.668) -8,2%

Utile/(Perdita) di competenza di terzi 6.790 5.470 1.320 24,1%

Risultato netto di Competenza del Gruppo 56.393 63.381 (6.987) -11,0%

Utile (perdita) per azione attribuibile agli azionisti

della Capogruppo

di base 0,2648 0,2976 -0,0328

diluito 0,2648 0,2976 -0,0328

Utile (perdita) per azione di Attività in

funzionamento attribuibile agli azionisti della

Capogruppo:

di base 0,2648 0,5559 -0,2911

diluito 0,2648 0,5559 -0,2911

Prospetto di Conto Economico Complessivo Consolidato


90

Prospetto di Conto Economico Complessivo Consolidato


30.09.2012 30.09.2011 Variazione

Risultato Netto 63.183 68.851 (5.668)

Utili/ perdite derivanti dalla conversione dei bilanci esteri 469 1.305 (835)

Utili/ perdite derivanti dalla rideterminazione di attività finanziarie

disponibili per la vendita 0 0 0

Utili/ perdite derivanti dalla parte efficace sugli strumenti di

copertura (19.458) (19.172) (286)

Utili/perdite attuariali su piani pensionistici a benefici definiti 0 0 0

Imposte 5.351 5.270 81

Totale Utile di conto economico complessivo al netto delle imposte (13.638) (12.598) (1.040)

Totale Utile complessivo al netto delle imposte 49.546 56.253 (6.708)

Risultato netto del Conto Economico complessivo al netto

delle imposte attribuibile a:

Terzi 6.286 5.611 675

Gruppo 43.260 50.642 (7.382)

Prospetto di Conto Economico Trimestrale Consolidato


91

Prospetto di Conto Economico Trimestrale Consolidato

IFRS5 III trim 2012 III trim 2011 Variazione

Ricavi da vendita e prestazioni 943.294 861.175 82.119

Altri ricavi e proventi 19.166 16.091 3.075

Ricavi netti consolidati 962.460 877.266 85.195

Costo del lavoro 67.184 69.365 (2.181)

Costi esterni 731.447 626.678 104.769

Costi operativi consolidati 798.631 696.043 102.589

Proventi/(Oneri) netti da gestione rischio commodity 19 0 19

Margine Operativo Lordo 163.848 181.223 (17.375)

Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni 85.383 75.176 10.207

Risultato operativo 78.465 106.047 (27.582)

(Oneri)/Proventi Finanziari (27.743) (25.541) (2.202)

(Oneri)/Proventi Finanziari tipici (27.743) (25.541) (2.202)

(Oneri)/Proventi Finanziari atipici 0

(Oneri)/Proventi da Partecipazioni 458 (335) 793

Risultato ante imposte 51.181 80.171 (28.990)

Imposte sul Reddito 26.259 27.776 (1.517)

Risultato netto Attività in Funzionamento 24.922 52.395 (27.473)

Risultato netto Attività Discontinue 0 0 0

Risultato Netto 24.922 52.395 (27.473)

Utile/(Perdita) di competenza di terzi 2.579 2.192 387

Risultato netto di Competenza del Gruppo 22.343 50.204 (27.861)

Utile (perdita) per azione attribuibile agli azionisti della

Capogruppo

di base 0,1049 0,2357 -0,1308

diluito 0,1049 0,2357 -0,1308

Utile (perdita) per azione di Attività in funzionamento

attribuibile agli azionisti della Capogruppo:

di base 0,1049 0,2357 -0,1308

diluito 0,1049 0,2357 -0,1308


Prospetto di Conto Economico Complessivo Trimestrale Consolidato


92

Prospetto di Conto Economico Complessivo Trimestrale

Consolidato

III trim 2012 III trim 2011 Variazione

Risultato Netto 24.922 52.395 (27.473)

Utili/ perdite derivanti dalla conversione dei bilanci esteri (771) 758 (1.529)

Utili/ perdite derivanti dalla rideterminazione di attività

finanziarie disponibili per la vendita 0 0 0

Utili/ perdite derivanti dalla parte efficace sugli strumenti

di copertura (6.375) (19.720) 13.345

Utili/perdite attuariali su piani pensionistici a benefici

definiti 0 0 0

Imposte 1.753 5.423 (3.670)

Totale Utile di Conto Economico complessivo al netto

delle imposte 19.529 38.856 (19.327)

Risultato netto del Conto Economico complessivo al

netto delle imposte attribuibile a:

Terzi 2.585 2.264 322

Gruppo 16.944 36.592 (19.649)


Prospetto di Stato Patrimoniale Consolidato


93

Prospetto di Stato Patrimoniale Consolidato

ATTIVITA' 30 .09.2012 31.12.2011 Variazione Variazione

Percentuale

Immobilizzazioni Materiali 2.134.351 2.021.364 112.987 5,6%

Investimenti Immobiliari 2.948 2.993 (45) -1,5%

Avviamento 147.082 151.244 (4.162) -2,8%

Concessioni 1.644.739 1.553.946 90.793 5,8%

Altre immobilizzazioni Immateriali 116.395 115.067 1.328 1,2%

Partecipazioni in controllate e collegate 16.716 14.795 1.921 13,0%

Altre partecipazioni 4.746 4.686 60 1,3%

Imposte differite Attive 384.017 353.648 30.369 8,6%

Attività Finanziarie 25.039 19.939 5.100 25,6%

Altre Attività 58.868 63.189 (4.321) -6,8%

ATTIVITA' NON CORRENTI 4.534.900 4.300.870 234.030 5,4%

Rimanenze 57.759 66.106 (8.347) -12,6%

Crediti Commerciali 1.616.299 1.510.012 106.287 7,0%

Altre Attività Correnti 156.607 189.518 (32.911) -17,4%

Attività per imposte correnti 77.639 57.089 20.550 36,0%

Attività Finanziarie Correnti 200.313 172.768 27.545 15,9%

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 86.115 321.022 (234.907) -73,2%

ATTIVITA' CORRENTI 2.194.731 2.316.514 (121.783) -5,3%

Attività non correnti destinate alla vendita 0 0 0 0,0%

TOTALE ATTIVITA' 6.729.631 6.617.384 112.247 1,7%

PASSIVITA' 30 .09.2012 31.12.2011 Variazione Variazione

Percentuale

Patrimonio Netto

capitale sociale 1.098.899 1.098.899 0 0,0%

riserva legale 165.070 113.731 51.339 45,1%

altre riserve (433.869) (375.802) (58.067) 15,5%

utile (perdita) relativa a esercizi precedenti 393.587 314.009 79.578 25,3%

utile (perdita) dell'esercizio 56.393 85.958 (29.564) -34,4%

Totale Patrimonio Netto del Gruppo 1.280.081 1.236.795 43.286 3,5%

Patrimonio Netto di Terzi 77.737 74.661 3.075 4,1%

Totale Patrimonio Netto 1.357.818 1.311.457 46.361 3,5%

Trattamento di fine rapporto ed altri piani

a benefici definiti 107.939 104.776 3.162 3,0%

Fondo per rischi ed oneri 244.912 250.892 (5.980) -2,4%

Debiti e passività Finanziarie 2.428.777 2.298.916 129.861 5,6%

Altre passività 276.746 278.415 (1.669) -0,6%

Fondo imposte differite 102.186 98.826 3.360 3,4%

PASSIVITA' NON CORRENTI 3.160.560 3.031.825 128.735 4,2%

Debiti fornitori 1.235.045 1.344.785 (109.740) -8,2%

Altre passività correnti 284.432 286.441 (2.008) -0,7%

Debiti finanziari 542.190 540.645 1.545 0,3%

Debiti Tributari 149.586 102.232 47.354 46,3%

PASSIVITA' CORRENTI 2.211.253 2.274.102 (62.850) -2,8%

Passività direttamente associate ad attività

destinate alla vendita 0 0 0 0,0%

TOTALE PASSIVITA' E PATRIMONIO NETTO 6.729.631 6.617.384 112.247 1,7%


Rendiconto Finanziario Consolidato


94

Rendiconto Finanziario Consolidato

30.09.2012 30.09.2011 Variazioni

Flusso monetario per attività di esercizio

Utile prima delle imposte attività in funzionamento 131.232 159.604 (28.372)

Utile prima delle imposte Attività discontinue 0 (50.174) 50.174

Ammortamenti 195.489 180.102 15.386

Rivalutazioni/Svalutazioni 38.273 (18.988) 57.261

Variazione fondo rischi (5.945) 86.775 (92.720)

Variazione netta del TFR (541) (2.955) 2.414

Plusvalenze da realizzo 0 0 0

Interessi passivi finanziari netti 91.143 82.478 8.665

Imposte corrisposte (37.856) (79.463) 41.607

Flussi finanziari generati da attività operativa ante variazioni 411.795 357.379 54.416

Incremento dei crediti inclusi nell'attivo circolante (144.123) (202.660) 58.538

Incremento /decremento dei debiti inclusi nel passivo circolante (109.740) (68.438) (41.303)

Incremento/(Decremento) scorte 8.347 (11.882) 20.229

Variazione del capitale circolante (245.516) (282.980) 37.464

Variazione di altre attività/passività di esercizio (10.521) (65.141) 54.619

TOTALE FLUSSO MONETARIO ATTIVITA' ESERCIZIO 155.757 9.258 146.499

Flusso monetario per attività di investimento

Acquisto/cessione immobilizzazioni materiali (229.104) (59.055) (170.049)

Acquisto/cessione immobilizzazioni immateriali (167.286) (280.438) 113.152

Partecipazioni (862) 27.272 (28.134)

Acquisto/Cessione partecipazioni in imprese controllate 0 0 0

Incassi/pagamenti derivanti da altri investimenti finanziari (32.323) 258.443 (290.767)

Dividendi incassati 823 1.463 (640)

Interessi attivi incassati 21.227 21.434 (206)

TOTALE (407.525) (30.881) (376.643)

Flusso monetario da attività di finanziamento

Quota di terzi aumento capitale società controllate 0 583 (583)

Rimborso mutui e debiti finanziari a lungo 8.886 (23.136) 32.022

Erogazione di mutui/altri debiti e medio lungo termine 100.000 0 100.000

Diminuzione/Aumento di altri debiti finanziari a breve 1.545 141.649 (140.103)

Interessi passivi pagati (90.393) (81.927) (8.467)

Pagamento dividendi (3.178) (100.016) 96.838

TOTALE FLUSSO MONETARIO 16.860 (62.847) 79.707

Variazioni di patrimonio netto al netto dell'utile 0 0 (0)

Flusso monetario del periodo (234.907) (84.470) (150.437)

Disponibilità monetaria netta iniziale 321.022 296.522 24.500

Disponibilità monetaria netta finale 86.115 212.053 (125.938)


Prospetto delle Variazioni del Patrimonio Netto Consolidato


95

Prospetto delle variazioni del Patrimonio Netto Consolidato

Capitale

Sociale

Riserva

Legale

Altre

Riserve

Utili

dell'esercizio Totale

Patrimonio

Netto di

Terzi

Totale

Patrimonio

Netto

Saldi al 01 gennaio 2012 1.098.899 113.731 (47.599) 71.764 1.236.795 74.662 1.311.457

Utili di conto economico

22.387 22.387 1.792 24.179

Altri utili (perdite) complessivi

(13.825) (13.825) (278) (14.103)

Totale utile (perdita)complessivo 0 0 0 8.562 8.562 1.514 10.076

Destinazione Risultato 2011

338 71.426 (71.764) 0

0

Distribuzione Dividendi

0

0

Variazione perimetro consolidamento

0

0

Saldi al 31 marzo 2012 1.098.899 114.069 23.827 8.562 1.245.357 76.176 1.321.533


11.664 11.664 2.419 14.082


6.091 6.091 (233) 5.858



51.090 (51.090)

0

0


0 (3.178) (3.178)


34

34 (35) (1)

Saldi al 30 giugno 2012 1.098.899 165.159 (27.229) 26.316 1.263.146 75.149 1.338.294


22.343 22.343 2.579 24.922


(5.399) (5.399) 6 (5.393)



0

0


0

0


(89) 81

(8) 3 (5)

Saldi al 30 settembre 2012 1.098.899 165.070 (27.148) 43.260 1.280.081 77.737 1.357.819


Note al Conto Economico Consolidato


96


Nel seguito viene fornito il commento all’andamento economico dei periodo confrontando

i dati al 30 settembre 2012 con quelli del medesimo periodo del precedente esercizio

esposti al lordo delle riclassifiche IFRS5; in altri termini i dati economici al 30 settembre

2011 riportati nella tabella che segue includono quelli prodotti dalle società cedute.

Rif.

Nota 30.09.2012 30.09.2011 Variazione

1 Ricavi da vendita e prestazioni 2.597.842 2.439.067 158.775

2 Altri ricavi e proventi 53.471 44.225 9.246

Ricavi netti consolidati 2.651.313 2.483.293 168.020

3 Costo del lavoro 217.029 217.779 (750)

4 Costi esterni 1.949.369 1.793.711 155.658

Costi operativi consolidati 2.166.398 2.011.490 154.908

5 Proventi/(Oneri) netti da gestione rischio

commodity (332) (1.712) 1.381

Margine Operativo Lordo 484.583 470.090 14.493

6 Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni 263.327 333.601 (70.273)

Risultato operativo 221.256 136.490 84.766

7 (Oneri)/Proventi Finanziari (91.143) (82.478) (8.665)

(Oneri)/Proventi Finanziari tipici (91.143) (82.478) (8.665)

(Oneri)/Proventi Finanziari atipici 0 0 0

8 (Oneri)/Proventi da Partecipazioni 1.119 55.417 (54.299)

Risultato ante imposte 131.232 109.429 21.802

9 Imposte sul Reddito 68.048 40.578 27.470

Risultato netto attività in funzionamento 63.183 68.851 (5.668)

10 Risultato netto Attività Discontinue 0 0 0

Risultato Netto 63.183 68.851 (5.668)

Utile/(Perdita) di competenza di terzi 6.790 5.470 1.320

Risultato netto di Competenza del gruppo 56.393 63.381 (6.987)

11 Utile (perdita) per azione (in euro)

di base 0,2648 0,2976 -0,0328

diluito 0,2648 0,2976 -0,0328




97

Ricavi netti consolidati

I ricavi del periodo ammontano complessivamente a € 2.651,3 milioni (erano € 2.483,3

milioni al 30 settembre 2011); essi registrano un incremento di € 168,0 milioni (+

6,8%) rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio e sono composti come

segue.

€ milioni 30.09.2012 30.09.2011 Variazioni

assolute Variazioni %

Ricavi da vendita e prestazioni 2.597,8 2.439,1 158,8 6,5%

Altri ricavi e proventi 53,5 44,2 9,2 20,9%

Ricavi netti consolidati 2.651,3 2.483,3 168,0 6,8%

La variazione del periodo è essenzialmente determinata:

dall’aumento dei ricavi da vendita di energia elettrica e gas (+ € 162,1 milioni) per

effetto dell’andamento dei prezzi pur in presenza di una riduzione delle quantità

vendute, parzialmente mitigata dalla variazione dell’area di consolidamento (- € 59,6

milioni),

dall’aumento dei ricavi delle gestioni idriche in Italia e all’estero (+ € 19,4 milioni) per

effetto della crescita delle tariffe,

dall’aumento di € 14,4 milioni dei ricavi da vendita certificati e diritti essenzialmente

per l’effetto dell’iscrizione dei certificati verdi di Acea Produzione (€ 8,4 milioni) e

dalla crescita dei proventi derivanti dai certificati bianchi (+ € 6,0 milioni) ottenuti per

la realizzazione di progetti a risparmio energetico. La variazione dell’area di

consolidamento prodotta dalle società cedute produce una riduzione di tale voce pari

a € 0,9 milioni,

dall’aumento dei ricavi relativi delle società del Gruppo ARIA (+ € 3,6 milioni) in

conseguenza della piena operatività, nel periodo di osservazione, dell’impianto di San

Vittore, essenzialmente per il funzionamento della seconda e terza linea,

dalla diminuzione delle altre voci di ricavo (- € 40,8 milioni), con particolare

riferimento ai ricavi da prestazioni a clienti, in conseguenza principalmente della

riduzione dell’attività di commercializzazione e fornitura in opera dei pannelli

fotovoltaici svolta da ARSE.



98

1. Ricavi delle vendite e prestazioni – € 2.597,8 milioni

Tale voce presenta un incremento di € 158,8 milioni (+6,5%) rispetto al 30 settembre

2011 ( € 2.439,1 milioni).

Essi sono composti come riportato dalla tabella che segue.



Ricavi da vendita e prestazioni di energia elettrica 1.797,7 1.555,2 242,6 15,6%

Ricavi da vendita gas 39,1 119,5 (80,4) -67,3%

Ricavi da vendita certificati e diritti 29,3 14,9 14,4 96,9%

Ricavi da Servizio Idrico Integrato 555,6 538,2 17,4 3,2%

Ricavi da gestioni idriche estero 28,9 26,9 2,0 7,5%

Ricavi da conferimento rifiuti e gestione discarica 23,7 20,1 3,6 17,9%

Ricavi da prestazioni a clienti 97,0 135,9 (38,9) -28,6%

Contributi di allacciamento 26,5 28,4 (1,9) -6,7%

Ricavi da vendite e prestazioni 2.597,8 2.439,1 158,8 6,5%

Ricavi da vendita e prestazioni di energia elettrica

Ammontano a € 1.797,7 milioni e, al netto delle elisioni infragruppo, sono essenzialmente

composti come di seguito indicato:

€ 29,1 milioni (€ 51 milioni al 30 settembre 2011) relativi all’attività di generazione di

energia elettrica e calore con particolare riferimento agli impianti termoelettrici ed

idroelettrici di Acea Produzione. La variazione in diminuzione è determinata

essenzialmente dalla variazione dell’area di consolidamento prodotta dallo

scioglimento della joint venture, parzialmente compensata da un aumento delle

quantità prodotte, in conseguenza del fermo impianti per repowering nel precedente

esercizio delle centrali idroelettriche di Salisano ed Orte. Nei primi nove mesi

dell’esercizio 2012 la società ha realizzato, tramite gli impianti direttamente

posseduti, un volume di produzione pari a 266,3 GWh,

€ 284,7 milioni (€ 266,7 milioni al 30 settembre 2011 comprensivo della

perequazione specifica) relativi all’attività di trasporto e misura dell’energia destinata

ai mercati tutelato, libero e di salvaguardia. Tali maggiori ricavi sono generati

dall’effetto combinato dell’aumento dell’energia immessa in rete (+ 0,83%) ma

soprattutto dall’effetto dell’applicazione della nuova struttura tariffaria in riferimento



99

al Quarto Ciclo Regolatorio, così come definita dall’Autorità per l’Energia Elettrica e il

Gas (AEEG) per il periodo di regolazione 2012-2015.

La principale novità introdotta rispetto al precedente periodo di regolazione (2008-

2011), è rappresentata dall’introduzione della tariffa di riferimento per il servizio di

distribuzione per impresa, che sostituisce il precedente meccanismo di

determinazione dei ricavi ammessi, basato sulla tariffa media nazionale integrata

dalle perequazioni generali sulla distribuzione in AT, AT/MT e BT e dalla perequazione

specifica aziendale;l’articolazione della tariffa è in base ai punti di prelievo (ad

eccezione della tipologia relativa all’illuminazione pubblica), a differenza del

precedente ciclo in cui la tariffa di riferimento di distribuzione era differenziata oltre

che sui punti di prelievo, sul consumo e la potenza (variabili troppo soggette a

fluttuazioni di domanda).

La stima della perequazione generale del periodo, compresi gli ammontari relativi ai

recuperi degli anni precedenti (€ 2,6 milioni), è positiva per € 30,7 milioni e

determina una crescita dei ricavi di € 17 milioni rispetto al 2011; la variazione è

principalmente imputabile: (i) per € 21,4 milioni all’incremento determinato dalle

formule perequative di trasmissione, distribuzione e misura calcolate secondo le

nuove modalità dettate dall’AEEG per il Quarto Ciclo Regolatorio, (ii) per € 1 milione

all’incremento netto della perequazione relativa all’applicazione delle tariffe D2-D3, a

quella relativa all’acquisto dell’energia relativa agli usi propri e alla perequazione

relativa al “delta perdite”, (iii) per € 5,4 milioni la riduzione della componente di

perequazione relativa ad anni precedenti. Come detto la perequazione specifica

aziendale per il periodo di osservazione non è valorizzata in conseguenza delle

modifiche introdotte dal nuovo ciclo regolatorio: al 30 settembre 2011 era stimata

pari a € 29,5 milioni.

Con riferimento ai mercati serviti si informa che, per quanto riguarda il mercato libero

e di salvaguardia, si registra una crescita delle quantità distribuite del 3% essendo

passate da € 5.612 GWh del 30 settembre 2011 agli attuali 5.783 GWh; si segnala

inoltre che il numero medio dei clienti liberi è aumentato di 104.831 unità rispetto al

medesimo periodo del precedente esercizio. L’energia distribuita ai clienti del mercato

tutelato (2.603,2 KWh) si riduce, invece, del 4% rispetto allo stesso periodo del

precedente esercizio essenzialmente in conseguenza della sostanziale diminuzione

delle dimensioni di tale mercato post liberalizzazione.

€ 1.445,8 milioni derivanti dall’attività di vendita dell’energia al mercato tutelato e

libero: tale attività fa registrare una crescita di € 228,1 milioni attribuibile

essenzialmente alla variazione dell’area di consolidamento (+ € 173,5 milioni). Le



100

quantità vendute sul mercato libero dal Gruppo ACEA Energia sono pari a € 7.706

GWh in riduzione di circa il 19,5% rispetto al 30 settembre 2011, tale riduzione è

però compensata da un aumento del prezzo medio.

Con riferimento ad ulteriori dettagli relativi alle quantità fisiche si rinvia a quanto

illustrato nel paragrafo “Andamento della gestione nel periodo”.

Le componenti economiche relative a tale voce prodotte dalle società cedute ammontano

complessivamente a € 146,4 milioni.

Sono inclusi tra i ricavi da vendita e prestazioni di energia elettrica:

i proventi derivanti dall’energia prodotta dagli impianti di proprietà del Gruppo

A.R.I.A. pari a € 33,6 milioni. Tali ricavi sono costituiti essenzialmente dalla cessione

di energia elettrica al GSE nel periodo gennaio – settembre e risultano aumentati di €

18,9 milioni per effetto delle quantità prodotte dalle due nuove linee di S. Vittore

(entrate in esercizio ad aprile e luglio 2011).

Per quanto attiene gli altri ricavi relativi a tale comparto si informa che essi trovano

allocazione nella voce Ricavi da conferimento rifiuti e gestione discarica,

i ricavi conseguiti da ARSE ed Ecogena per la cessione di energia prodotta da impianti

fotovoltaici e di cogenerazione (complessivamente € 4,4 milioni) sono in linea rispetto

al medesimo periodo del precedente esercizio.

Ricavi da vendita di gas

Ammontano ad € 39,1 milioni si segnala una riduzione dei ricavi di € 80,4 milioni

derivante per € 87,1 milioni alla variazione dell’area di consolidamento. Il Gruppo Acea

Energia registra nel periodo una crescita, a parità di percentuale di consolidamento, pari

ad € 6,6 milioni attribuibile principalmente ad un aumento dei prezzi medi di vendita che

compensano la riduzione delle quantità cedute.

Le componenti economiche relative a tale voce, prodotte dalle società cedute,

ammontavano al 30 settembre 2011 a € 95,2 milioni.

Ricavi da vendita certificati e diritti

Ammontano a € 29,3 milioni e risultano aumentati di € 14,4 milioni rispetto al medesimo

periodo del precedente esercizio.

La voce include la valorizzazione dei certificati bianchi (TEE Titoli di Efficienza Energetica)

ottenuti tramite la realizzazione di progetti di risparmio energetico per € 20 milioni (+ €



101

6,1 milioni) anche in riferimento agli accordi stipulati tra ENEL ed ARSE di cessione di

TEE.

Contribuisce alla variazione positiva l’iscrizione dei ricavi per certificati verdi di Acea

Produzione (+ € 8,3 milioni) maturati in relazione all’energia prodotta dalla centrale di

Salisano e di quella di Orte in seguito al repowering.

Di seguito si evidenza il dettaglio per natura:


Certificati verdi 8,4 0,9 7,5

Diritti Co2 1,0 0,1 0,9

TEE 20 13,9 6,0

Totale 29,3 14,9 14,4

L’ammontare di tali proventi iscritti al 30 settembre 2011 nelle società cedute è pari a €

0,9 milioni.

Ricavi da Servizio Idrico Integrato

Sono prodotti dalle Società che gestiscono il servizio in Toscana e Umbria, Lazio e

Campania.

Tali proventi ammontano complessivamente a € 555,6 milioni e risultano aumentati di €

17,4 milioni (+ 3,2%) rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio (€ 538,2

milioni) essenzialmente per effetto della crescita delle tariffe.

Le Società operanti nel Lazio e nella Campania conseguono un volume complessivo di

ricavi di € 414,7 milioni (+ € 9,7 milioni) e quelle della Toscana e Umbria chiudono il

periodo con l’ammontare di € 140,9 milioni (+ € 7,8 milioni).

Nel seguito vengono fornite informazioni di dettaglio relativamente alla composizione per

società.

€/milioni 30.09.2012 30.09.2011 Variazioni


ACEA Ato2 338,7 329,0 9,7 2,9%

Publiacqua 55,6 52,3 3,3 6,4%

Acque 36,5 34,5 2,0 5,8%

ACEA Ato5 34,0 33,1 1,0 2,9%

GORI 35,4 36,1 (0,7) -2,1%



102



Acquedotto del Fiora 23,9 22,1 1,8 8,1%

Umbra Acque 19,1 18,0 1,1 6,4%

Nuove Acque 5,4 4,7 0,6 13,6%

Gesesa 4,4 4,3 0,1 1,9%

Altre minori 2,6 4,1 (1,5) -35,8%

Ricavi da Servizio Idrico Integrato 555,6 538,2 17,4 3,2%

La riduzione registrata da GORI discende dalla valutazione dei ricavi complessivi calcolati

sulla base del nuovo regime tariffario per l’anno 2012 pari ad € 127,3 milioni annui

(quota gruppo € 47,2 milioni), come previsto dalle decisioni assunte dall’Assemblea

dell’Ente nella seduta del 27 ottobre 2012; al 30 settembre 2011 erano stati iscritti ricavi

garantiti annui per € 130 milioni (quota Gruppo € 48,2 milioni) in ossequio delle decisioni

assunte dall’Assemblea dell’Ente nella seduta del 2 agosto 2011. Si ricorda che tale

manovra tariffaria è stata annullata dal TAR nel mese di aprile 2012.

Si rinvia a quanto illustrato nel paragrafo “Andamento della gestione del periodo” del

presente documento per maggiori approfondimenti relativi alle problematiche relative a

GORI e ad ACEA Ato5..

La variazione registrata dalla società idriche minori si riferisce prevalentemente a

Lunigiana che, a far data dal 1° aprile 2012, ha cessato il servizio il quale ex lege è

scaduto il 31 dicembre 2010.

Si segnala infine che le stime effettuate nel presente documento potrebbero differire da

quelle che verranno eseguite nei trimestri successivi del presente esercizio in

conseguenza della situazione di incertezza, sotto il profilo regolatorio, prodotta dalla

emananda normativa, da parte della AEEG, di modificazione del metodo normalizzato e

dell’introduzione di una tariffa idrica provvisoria.

Ricavi derivanti dalle gestioni idriche all’estero

Ammontano a € 28,9 milioni e si incrementano di € 2,0 milioni rispetto al medesimo

periodo del precedente esercizio (€ 26,9 milioni).

La variazione deriva essenzialmente da un tasso di cambio favorevole, in conseguenza

del deprezzamento del valore dell’Euro, per tutte le società operanti in America Latina.

Tale voce di ricavo è formata per (i) € 24,6 milioni da Aguazul Bogotà comprensiva della



103

quota di Conazul (+ € 1,5 milioni), (ii) € 2,1 milioni da Acea Dominicana (+ € 0,2

milioni) e (iii) € 2,1 milioni da Consorcio Agua Azul (+€ 0,3 milioni)

Ricavi da conferimento rifiuti e gestione discarica

Ammontano a € 23,7 milioni e risultano aumentati di € 3,6 milioni rispetto al medesimo

periodo del precedente esercizio (€ 20,1 milioni).

Sono conseguiti dal Gruppo Aquaser per € 5,8 milioni (+ € 0,1 milioni) e dalle Società

facenti capo al Gruppo A.R.I.A. per complessivi € 18 milioni (+ € 3,5 milioni).

L’andamento del periodo è determinato sostanzialmente dall’aumento sia delle quantità

conferite sia del prezzo medio, legati anche all’entrata in esercizio della seconda e terza

linea dell’impianto di San Vittore.

Ricavi da prestazioni a clienti

Ammontano a € 97,0 milioni (€ 135,9 milioni al 30 settembre 2011) e decrescono di €

38,9 milioni.

Tale tipologia di ricavo è composta:

per € 46,0 milioni dai proventi derivanti dall’attività di pubblica illuminazione resa

verso Roma Capitale: tale voce registra un incremento di € 2,4 milioni rispetto al 30

settembre 2011 in conseguenza, essenzialmente, dell’incremento del corrispettivo per

il contratto di servizio (+ € 4,7 milioni), parzialmente mitigato dalla riduzione dei

ricavi derivanti dalle prestazioni su richiesta per le nuove realizzazioni e investimenti

(- € 2,3 milioni),

per € 6,0 milioni dai proventi conseguiti nell’ambito del contratto di appalto per la

gestione del servizio di pubblica illuminazione nel Comune di Napoli. Tale voce

aumenta di € 1,5 milioni ed è comprensiva anche del riaddebito dell’energia elettrica

utilizzata nell’ambito della gestione del servizio,

per € 22,1 milioni dai ricavi da prestazioni effettuate su richiesta di terzi: tale

tipologia di ricavi è aumentata di € 1,7 milioni per effetto dei lavori affidati da terzi,

per € 3,4 milioni dai ricavi da prestazioni infragruppo e da contratti di servizio: tale

tipologia di proventi si riduce di € 5,7 milioni sostanzialmente per effetto della

variazione dell’area di consolidamento prodotta dallo scioglimento della joint venture,

per € 13,8 milioni (- € 39 milioni rispetto al medesimo periodo del 2011 che chiudeva

con un ammontare di € 52,8 milioni) dai proventi conseguiti da Arse per l’attività di

commercializzazione e di installazione conto terzi di pannelli fotovoltaici, in netta

diminuzione anche in conseguenza della conclusione degli impianti precedentemente

in corso di realizzazione,



104

per € 5,7 milioni dai ricavi derivanti dalla gestione di impianti di illuminazione

cimiteriale con un incremento di € 0,2 milioni rispetto al 30 settembre 2011,

per € 4,4 milioni dai ricavi relativi ad altre prestazioni a clienti, con un incremento di

€ 0,7 milioni.

Con riferimento alla composizione di tale voce per Area Industriale si veda la tabella che

segue:



Reti 22,6 61,6 (39,0) -63,3%

Energia 1,7 2,6 (0,9) -35,8%

Idrico Italia 18,0 14,9 3,1 20,9%

Ambiente 1,4 1,4 0,0 0,1%

Ingegneria e servizi 0,1 0,4 (0,2) -66,3%

Capogruppo 53,1 54,9 (1,8) -3,3%

Ricavi da prestazioni a clienti 97,0 135,8 (38,8) -28,6%

Contributi di allacciamento

Ammontano a € 26,5 milioni e decrescono di € 1,9 milioni. Sono conseguiti come segue:

mercato libero, di salvaguardia e tutelato: € 21,3 milioni (- € 2,4 milioni rispetto

al 30 settembre 2011),

idrici: € 5,2 milioni (+ € 0,3 milioni rispetto al medesimo periodo del precedente

esercizio).

2. Altri ricavi e proventi - € 53,5 milioni

Tale voce registra un incremento di € 9,2 milione (+20,9%) rispetto al 30 settembre

2011 (€ 44,2 milioni).

La variazione rispetto al 30 settembre 2011 è determinata:

(i) dall’aumento del conto energia per € 3,3 milioni in conseguenza dell’entrata in

esercizio di alcuni impianti fotovoltaici di proprietà di ARSE,

(ii) dall’aumento delle sopravvenienze attive per € 5,3 milioni – essenzialmente per la

rilevazione di insussistenze relative a costi accantonati negli esercizi precedenti e

per i ricavi di competenza di esercizi precedenti, nonché per partite energetiche. E’

allocato in tale voce il risultato netto (€ 1,5 milioni) prodotto dai provvedimenti



105

tariffari del 27 ottobre 2012 assunti dall’Assemblea dell’Ente d’Ambito Sarnese

Vesuviano.

Nella tabella seguente viene fornita la composizione di tale voce confrontata con il

medesimo periodo del 2011.

€/milioni 30.09.2012 30.09.2011 Variazioni Variazioni %

Proventi immobiliari 1,9 1,9 (0,1) -2,7%

Proventi da utenze 0,5 0,7 (0,2) -27,7%

Plusvalenze da cessione beni 0,1 0,0 0,0 151,0%

Caldaie 0,0 0,3 (0,3) -99,6%

Sopravvenienze attive e altri ricavi 16,7 11,4 5,3 46,6%

Rimborsi per danni, penalità e rivalse 4,6 3,7 0,9 23,0%

Ricavi accessori utenze elettriche e idriche 0,0 0,1 (0,0) -67,2%

Contributo statale ex DPCM 23/04/04 3,3 3,2 0,0 1,5%

Contributi regionali 4,6 4,8 (0,1) -2,6%

Conto energia 17,7 14,5 3,3 22,6%

Personale distaccato 2,0 1,5 0,5 30,7%

Riaddebito oneri per cariche sociali 0,7 0,5 0,1 27,5%

Margine IFRIC 12 1,5 1,6 (0,1) -7,5%

Totale Altri ricavi e proventi 53,5 44,2 9,2 20,9%

Le attività cessate contribuiscono al decremento di tale voce per € 2,2 milioni, tale

variazione è mitigata dall’incremento della percentuale di consolidamento del Gruppo

Acea Energia (+€ 0,9 milioni).



106

Costi operativi consolidati

Al 30 settembre 2012 ammontano ad € 2.166,4 milioni (erano € 2.011,5 milioni al 30

settembre 2011) e registrano un incremento di € 154,9 milioni (+ 7,7%).

Essi sono composti come risulta dalla tabella che segue.

La variazione risente della modifica dell’area di consolidamento a seguito dello

scioglimento della joint venture.

3. Costo del lavoro - € 217,0 milioni


assolute

Variazioni

%

Costo del lavoro al lordo dei costi capitalizzati 267,5 260,5 7,0 3%

Costi capitalizzati (53,0) (45,4) (7,6) 17%

Costo del lavoro a parità di perimetro 214,5 215,1 (0,6) 0%

Variazione dell'area di consolidamento

prodotta dalle Società cedute nell'ambito

dell'operazione di scioglimento

0,0 2,6 (2,6) -100%

Variazione dell'area di consolidamento prodotta dalle Società acquisite nell'ambito

dell'operazione di scioglimento

2,5 0,0 2,5 100%

Totale variazione area di consolidamento 2,5 2,6 (0,1) -4%

Costo del lavoro 217,0 217,8 (0,8) 0%


assolute Variazioni

%

Costo del lavoro 217,0 217,8 (0,8) -0,3%

Costi esterni 1.949,4 1.793,7 155,7 8,7%

Costi operativi consolidati 2.166,4 2.011,5 154,9 7,7%



107

L’incremento del costo del lavoro, al lordo dei costi capitalizzati e a parità di perimetro, si

attesta a € 6,9 milioni ed è sostanzialmente determinato da ACEA e dalle società idriche.

L’andamento per Area Industriale è evidenziato come segue:

Reti € 66,5 milioni (- € 2,8 milioni)

Energia € 18,4 milioni (- € 0,5 milioni))

Idrico Italia € 118,3 milioni (+ 1,5 milioni)

Idrico Estero € 9,5 milioni (+ € 1,5 milioni)

Ingegneria e servizi € 6,8 milioni (+ € 0,3 milioni)

Ambiente € 7,4 milioni (+ € 0,1 milioni)

Capogruppo € 42,1 milioni (+ € 6,7 milioni)

Il costo del lavoro del periodo è influenzato dalla riduzione dell’organico nonché

dall’aumento dei costi medi pro capite in conseguenza dei rinnovi dei contratti di lavoro e

delle politiche retributive e da alcuni fattori di tipo gestionale quali straordinari e

reperibilità.

Il costo del lavoro delle società idriche risente delle situazioni di carattere straordinario

che hanno caratterizzato il periodo di osservazione.

Oltre a quanto già detto, la variazione registrata da ACEA è influenzata, tra l’altro, al

reintegro dei dipendenti rientranti nel ramo d’azienda affittato a Marco Polo, il cui

contratto è scaduto al 31 dicembre 2011: la variazione attinente al rientro del citato

ramo si attesta a circa € 4,9 milioni. Influenza infine la variazione della Capogruppo

l’accentramento di alcune funzioni prima allocate nelle singole società operative che ha

determinato un aumento dell’organico di ACEA.

Per quanto riguarda i costi capitalizzati si segnala una crescita di € 7,6 milioni (a parità di

perimetro), determinata sostanzialmente dalle società idriche (+ € 8,1 milioni) mitigata

dal decremento delle società dell’Area Reti (- € 0,6 milioni).

Nei prospetti che seguono è evidenziata la consistenza media dei dipendenti per Area

Industriale, confrontata con quella del corrispondente periodo del precedente esercizio. E’

altresì riportata la consistenza effettiva alla fine del periodo.



108

Consistenza media del periodo

30.09.2012 30.09.2011

Reti 1.438 1.531 (93)

Energia 514 578 (63)

Idrico 4.528 4.732 (203)

Lazio - Campania 2.172 2.241 (69)

Toscana - Umbria 869 871 (1)

Estero 1.335 1.472 (136)

Ingegneria e Servizi 151 148 4

Ambiente 200 194 6

Capogruppo 677 547 130

TOTALE 7.358 7.582 (223)

Consistenza finale del periodo

30.09.2012 30.09.2011

Reti 1.420 1.487 (67)

Energia 523 488 35

Idrico 4.505 4.711 (206)

Lazio - Campania 2.149 2.216 (67)

Toscana - Umbria 872 868 4

Estero 1.328 1.479 (151)

Ingegneria e Servizi 156 148 8

Ambiente 193 203 (10)

Capogruppo 688 570 118

TOTALE 7.329 7.459 (130)

4. Costi esterni - € 1.949,4 milioni

Tale voce presenta un incremento complessivo di € 23,9 milioni (+3,9%) (erano €

613,1 milioni al 31 marzo 2011).

La variazione è sostanzialmente determinata dall’ incremento dei costi di acquisto di

energia, gas e combustibili (+ € 163 milioni) parzialmente compensata dalla diminuzione

delle altre voci di costo (complessivamente - € 7,4 milioni).



109



Energia, gas e combustibili 1.546,4 1.383,3 163,0 11,8%

Materie 47,7 68,6 (20,8) -30,4%

Servizi 251,5 248,7 2,8 1,1%

Canoni di concessione 47,2 45,0 2,2 4,8%

Godimento Beni di terzi 22,2 25,0 (2,8) -11,3%

Oneri diversi di Gestione 34,3 23,0 11,3 49,3%

Costi operativi consolidati 1.949,4 1.793,7 155,7 8,7%

Costi di energia, gas e combustibili

La voce comprende:

gli oneri relativi all’approvvigionamento dell’energia elettrica per il mercato tutelato,

libero, di salvaguardia ed i relativi costi di trasporto (complessivamente € 1.491,1

milioni contro € 1.209,0 milioni al 30 settembre 2011). I costi relativi all’Acquirente

Unico, escludendo l’effetto della perequazione energia, ammontano a € 235,0 milioni

(€ 180,1 milioni al 30 settembre 2011 ed € 213,6 milioni a parità di perimetro); la

perequazione relativa all’energia elettrica destinata al mercato tutelato nel periodo

produce una diminuzione dei costi di € 2,8 milioni mentre, nel medesimo periodo

dell’esercizio 2011, contribuivano all’aumento dei costi per € 9,2 milioni (€ 11,2

milioni a parità di perimetro),

il costo di acquisto del gas destinato alla rivendita e alla produzione di energia

elettrica nonché il costo degli altri combustibili consumati nel periodo dalle centrali (€

33,8 milioni contro € 157,0 milioni al 30 settembre 2011). Il decremento è

influenzato principalmente dalla variazione dell’area di consolidamento.

L’andamento di tale voce risente dell’andamento dei prezzi nonché delle quantità

prodotte nel periodo.

Completano l’analisi di tale voce

(i) gli oneri relativi all’acquisto di certificati bianchi che ammontano ad € 11,3 milioni (€

3,3 milioni al 30 settembre 2011): l’incremento di € 8,0 milioni è da attribuire ad

ARSE per l’acquisto di TEE (Titoli di Efficienza Energetica) da Enel Distribuzione

secondo quanto stabilito dal contratto di compravendita di TEE stipulato a maggio

2012,

(ii) gli altri costi legati all’acquisto di energia, gas e combustibili (€ 10,2 milioni contro €

10,1 milioni al 30 settembre 2011).



110

Le società cedute in data 30 settembre 2011 nell’ambito dell’Accordo Quadro di

scioglimento della joint venture tra ACEA e GSEI contribuiscono a tale voce per un

ammontare, al netto delle elisioni infragruppo, di € 326,8 milioni.

Costi per materie

Ammontano a € 47,7 milioni e rappresentano i consumi di materiali del periodo al netto

dei costi destinati ad investimento; il tutto come illustrato dalla tabella che segue.

L’andamento di tale voce è sostanzialmente determinato da ARSE che registra una

diminuzione complessiva di € 25,4 milioni per effetto dei minori acquisti di pannelli

fotovoltaici utilizzati per produrre impianti di proprietà o per essere destinati alla vendita,

parzialmente compensato dal fabbisogno generato dalle attività legate al “Piano Luce”

commissionato da Roma Capitale ad ACEA ( + € 1,1 milioni)

La componente degli acquisti di materiali prima dei costi capitalizzati diminuisce di € 30,0

milioni tutti sostanzialmente prodotti da ARSE per € 26 milioni e da ACEA Distribuzione

per € 6,8 milioni parzialmente compensati da un incremento degli acquisti effettuati dalle

società dell’area idrico (+ € 4 milioni) e ambiente ( + € 1,5 milioni).

Anche i costi capitalizzati registrano una flessione di € 9,1 milioni determinato

sostanzialmente dalle società dell’Area Reti per effetto della riduzione degli investimenti

di ARSE.

Le società dell’Area Energia cedute nel periodo precedente contribuiscono al decremento

di tale voce per € 0,4 milioni.

I costi per materie sostenuti dalle Aree Industriali nel periodo di osservazione sono

dettagliati come di seguito riportato.



Acquisti di materiali 71,2 98,0 (26,8) -27,4%

Variazione delle rimanenze (1,6) 1,6 (3,2) -199,4%

Totale 69,6 99,6 (30,0) -30,1%

Costi capitalizzati (21,9) (31,0) 9,1 -29,5%

TOTALE 47,7 68,6 (20,8) -30,4%



111


assolute Variazioni

%

Reti 20,3 47,7 (27,4) -57,4%

Energia 0,7 0,7 (0,0) -1,8%

Idrico 22,7 18,8 3,9 20,8%

Ambiente 2,8 1,7 1,1 65,2%

Capogruppo 1,3 (0,3) 1,6 -613,4%

Costi per materie 47,7 68,6 (20,8) -30,4%

Servizi ed appalti

Ammontano a € 251,5 milioni e risultano aumentati complessivamente di € 2,8 milioni

essendo pari a € 248,7 milioni al 30 settembre 2011.

Tale variazione risente della variazione del perimetro di consolidamento per lo

scioglimento della Joint Venture con GDF Suez Energia che si attesta complessivamente

a - € 8,4 milioni, comprensivo anche delle differenze generate dal cambiamento di

percentuale sulle elisioni di consolidato.

Passando all’analisi della composizione si rileva quanto segue:

i lavori eseguiti in appalto ammontano a € 50,9 milioni e risultano diminuiti di € 3,7

milioni rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio. La variazione è da

imputare essenzialmente: i) alla diminuzione registrata dalle società operanti

nell’Area Idrico operanti in Italia per € 2,3 milioni di cui ACEA Ato2 (- € 1,6 milioni)

per effetto della riduzione del numero di interventi di manutenzione ordinaria

effettuati sia sulla rete idrica che su quella fognaria; ii) alle società estere (- € 0,7

milioni) con particolare riferimento ad Aguazul Bogotà; iii) ad ACEA Distribuzione ( -

€ 1,8 milioni) a seguito della diminuzione delle prestazioni richieste per l’attività di

distribuzione; iv) ai costi per lavori relativi alle società cedute a seguito dello

scioglimento della Joint venture che al 30 settembre 2011 erano pari a € 1,6 milioni;

tale effetto è parzialmente compensato dall’incremento dei costi sostenuti dalla

Capogruppo sia per l’attività di gestione e manutenzione degli impianti di pubblica

Illuminazione di Napoli, sia per lo svolgimento dell’attività di Facility management, i

cui servizi erano precedentemente svolti dalla società Marco Polo,

consumi elettrici, idrici e gas per € 44,9 milioni (+ € 10,4 milioni). La variazione

deriva dall’incremento di € 6,1 milioni registrato dalle società idriche operanti in

Italia), determinato principalmente dall’aumento dei volumi prodotto dalla grave



112

situazione di siccità che ha caratterizzato l’estate 2012, nonché dall’aumento dei

corrispettivi per contributi d’allaccio di ACEA Energia,

servizi infragruppo per € 5,2 milioni (- € 7,7 milioni rispetto al 30 settembre 2011): la

variazione deriva essenzialmente dall’azzeramento dei costi relativi alle prestazioni

rese dalla Società Marco Polo con riferimento ai servizi di facility management in

conseguenza del rientro del ramo affittato, a partire dal 1° gennaio 2012: il costo

complessivo di tali servizi resi alla Capogruppo al 30 settembre 2011 era pari a € 5,0

milioni. Trovano allocazione tra i servizi infragruppo anche i servizi svoltii dalla

consortile che gestisce operativamente, da luglio 2010, l’appalto di pubblica

illuminazione a Napoli: i costi maturati nel periodo a tale titolo ammontano a € 4,2

milioni e crescono di € 1,4 milioni rispetto al terzo trimestre del 2011. La variazione è

altresì influenzata dalle società dell’area Energia ( - € 2,6 milioni);

servizi al personale per € 13,0 milioni (+ € 0,2 milioni rispetto al 30 settembre 2011),

spese telefoniche, tipografiche, postali e bancarie per € 13,4 milioni (+ € 0,4 milioni);

la variazione è sostanzialmente determinata dalle spese bancarie (+ € 0,3 milioni),

smaltimento e trasporto fanghi, scorie, ceneri e rifiuti, pulizia e facchinaggio per €

36,6 milioni (+ € 9,7 milioni). La variazione è determinata principalmente dall’entrata

in esercizio della seconda e terza linea dell’impianto di San Vittore ed al riutilizzo

dell’impianto di Paliano per il trattamento di rifiuti speciali (+ € 3,2 milioni), la

restante variazione deriva da ACEA Ato2 (+ € 5,8 milioni) a causa degli oneri

aggiuntivi sostenuti in conseguenza del sequestro del depuratore del bacino sud.

Contribuiscono alla voce anche i costi sostenuti dalla Capogruppo (+ € 2,1 milioni)

che nell’esercizio precedente rientravano nelle prestazioni rese dalla società Marco

Polo,

assicurazioni per € 12,0 milioni (+ € 2,1 milioni),

prestazioni tecniche e amministrative (ivi comprese consulenze e collaborazioni) per €

32,8 milioni (- € 8,7 milioni). La variazione deriva da fenomeni di segno opposto: da

un lato il decremento dei costi sostenuti da: (i) ARSE per € 8,6 milioni per lavori

relativi all’installazione di pannelli fotovoltaici ed ai costi sostenuti per la custodia

degli stessi in giacenza presso il magazzino, (ii) ACEA per € 1,8 milioni in quanto al

30 settembre 2011 erano stati sostenuti costi per l’assistenza alla partecipazione alla

gara di affidamento della gestione del gas nel Comune di Roma e costi per consulenza

alla predisposizione del Piano Industriale oltre che per la politica di contenimento dei



113

costi; dall’altro si registra l’incremento di costi di (iii) Acea8cento per € 2,5 milioni

per prestazioni tecniche degli outsourcers (gestione overflow chiamate),

sottendimento energia per € 5,0 milioni (+ € 0,5 milioni),

spese pubblicitarie e sponsorizzazioni per € 4,1 milioni (- € 0,9 milioni), a seguito

dell’attuazione della politica di contenimento costi,

rilevazione letture per € 1,5 milioni (+ € 0,3 milioni). La variazione è prodotta

essenzialmente da ACEA Ato2,

canoni di manutenzione per € 3,3 milioni (+ € 0,4 milioni),

spese di viaggio e trasferta per € 0,8 milioni (in linea con il medesimo periodo del

precedente esercizio),

costi di gestione del magazzino di ACEA Distribuzione per € 1,4 milioni (- € 0,2

milioni),

costi per stampa bollette per € 5,1 milioni (+ € 0,7 milioni). La variazione deriva

principalmente da Acea Energia (+ € 0,8), di cui € 0,2 milioni per effetto dell’aumento

della percentuale di consolidamento della stessa,

compensi spettanti agli organi sociali del Gruppo € 4,3 milioni ( + € 0,2 milioni).

A quanto sopra commentato si aggiungano gli altri costi per servizi sostenuti dalle

Società: (i) dell’Area Energia per € 2,1 milioni (+ € 1,1 milioni), (ii) che gestiscono il

servizio idrico in Italia per € 7,4 milioni (- € 3,4 milioni), (iii) che gestiscono il servizio

idrico all’estero per € 1,7 milioni (+ € 0,4 milioni), (iv) dell’Area Ambiente per € 2 milioni

(- € 0,1 milioni) e (v) ACEA per € 2,1 milioni (+ € 0,9 milioni).

Canone di concessione

Ammonta a € 47,2 milioni (€ 45 milioni al 30 settembre 2011) è riferito alle Società che

gestiscono in concessione alcuni Ambiti Territoriali nel Lazio e Campania, in Toscana e

nell’Umbria.

La tabella che segue indica la composizione per società confrontata con quella del

precedente esercizio:



114


assolute

ACEA Ato2 25,0 24,7 0,3

ACEA Ato5 4,1 4,1 0,0

Gori 3,0 0,4 2,6

Gesesa 0,2 0,2 0,0

Crea Gestioni 0,0 0,0 (0,0)

Area Lazio - Campania 32,4 29,5 2,9

Publiacqua 9,2 8,8 0,4

Acque 2,4 3,4 (0,9)

Acquedotto del Fiora 1,6 1,6 0,0

Umbra Acque 1,0 1,2 (0,2)

Nuove Acque 0,5 0,5 0,0

Lunigiana 0,0 0,1 (0,0)

Area Toscana - Umbria 14,8 15,5 (0,8)

Canone di concessione 47,2 45,0 2,2

L’aumento di € 2,6 milioni registrato da GORI è determinato dalle decisioni assunte

dall’Assemblea dell’Ente nella seduta del 27 ottobre 2012. Si rinvia a quanto illustrato

nell’apposito paragrafo denominato “Andamento della gestione nel periodo”.

Godimento Beni di Terzi

Ammonta a € 22,2 milioni e diminuisce di € 2,8 milioni rispetto al medesimo periodo del

precedente esercizio (€ 25 milioni).

La tabella che segue espone le variazioni per Area Industriale:


assolute Variazioni

%

Reti 3,8 3,4 0,4 11,9%

Energia 5,4 4,8 0,6 13,5%

Idrico 6,5 6,0 0,5 8,2%

Ambiente 0,6 0,4 0,1 22,6%

Capogruppo 5,9 10,4 (4,5) -43,0%

Godimento beni di terzi 22,2 25,0 (2,8) -11,3%



115

Tale voce contiene canoni di locazione per € 10,4 milioni che diminuiscono di € 4,6

milioni per effetto prevalentemente dell’azzeramento del canone di locazione della sede a

seguito dell’acquisizione della stessa, avvenuto nel mese di gennaio 2012.

Contiene altresì oneri relativi ad altri canoni e noleggi per € 11,8 milioni che aumentano

di € 1,7 milioni rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio, per effetto della

diversa modalità di riaddebito dei canoni di derivazione.

Si segnala un incremento di tale voce in tutte le altre aree, in particolare per le società

ACEA Distribuzione (+ € 0,6 milioni), ACEA Ato2 (+0,5 milioni) ed Acea Energia Holding

(+ € 0,4 milioni).

Oneri diversi di gestione

Al 30 settembre 2012 si attestano ad € 34,3 milioni e registrano un incremento di € 11,3

milioni rispetto al corrispondente periodo del precedente esercizio che ammontava ad €

23,0 milioni.

La tabella che segue dettaglia tale voce per natura.


assolute Variazioni

%

Imposte e tasse 9,0 6,2 2,8 45,2%

Multe e ammende 8,7 0,3 8,5 2833,3%

Contributi erogati e quote associative 2,2 2,2 0,1 4,5%

Risarcimento danni ed esborsi per vertenze giudiziarie

1,2 1,6 -0,4 -25,0%

Minusvalenze su alienazioni beni 0,2 0,0 0,2 100,0%

Spese generali 12,8 12,7 0,1 0,8%

Totale oneri diversi di gestione 34,3 23,0 11,3 49,1%

La variazione del periodo deriva:

(i) per € 8,3 milioni dalla sanzione pecuniaria dovuta all’Autorità Garante della

Concorrenza e del Mercato comminata ad ACEA e Suez Environnement con

provvedimento n. 17623 del 22 novembre 2007, in merito a irregolarità commesse

durante le gare per l’aggiudicazione dei servizi idrici in Toscana svolte nel periodo

2001 – 2004. Il 24 settembre 2012 è stata infatti depositata la sentenza del

Consiglio di Stato che annulla la decisione del TAR favorevole ad ACEA.,



116

(ii) per € 1,5 milioni dai maggiori versamenti IMU dovuti, sia alla maggiore aliquota

rispetto all’ICI (imposta vigente al 30 settembre 2011), che all’acquisto della sede

da parte della Capogruppo,

(iii) per la restante parte dai costi di competenza degli esercizi precedenti e da rettifiche

di ricavi precedentemente iscritti, in particolare ACEA Ato2 (+ € 1,1 milioni) e l’area

Energia ( + € 1,7 milioni).

Il saldo risente della variazione dell’area di consolidamento a seguito dell’operazione di

scioglimento della Joint Venture ( - € 1,4 milioni).



117

5. Proventi / (Oneri) netti da gestione rischio commodity - € (0,3) milioni

Al 30 settembre 2012 la variazione della valutazione a fair value di quei contratti

finanziari che viene iscritta nel conto economico consolidato è negativa per € 0,3 milioni.

Tale importo riguarda i contratti stipulati da Acea Energia con il supporto di

AceaElectrabel Trading nell’ambito della disciolta joint venture e da Acea Energia Holding

che ha assunto nel corso del 2011 la funzione di Energy management.

Di seguito si riportano tutte le informazioni utili alla descrizione delle operazioni poste in

essere aggregate per indice coperto ovvero viene fornita la valutazione del portafoglio

delle coperture con indicazione della tipologia di contabilizzazione.

Per maggiori dettagli si rinvia a quanto illustrato nel paragrafo “Informativa integrativa

sugli strumenti finanziari e politiche di gestione dei rischi” del Bilancio Consolidato 2011.

Swap Finalità Acquisti/Vendite Fair Value in € milioni

Quota a

Patrimonio

Netto

Quota a

Conto

Economico

ITRemix Hedge power

portfolio

acquisto/ vendita

energia elettrica (2,1) (1,5) (0,6)

GRP901 Hedge power

portfolio

acquisto/ vendita

energia elettrica (0,7) (0,7) 0,0

GRP903 Hedge power

portfolio

acquisto/ vendita


ITEC Hedge power

portfolio

acquisto/ vendita


PUN Hedge power

portfolio

acquisto/ vendita


PWT Hedge power

portfolio

acquisto/ vendita

energia elettrica (0,0) (0,0) (0,0)

EEX Hedge power

portfolio

acquisto/ vendita

energia elettrica (0,0) 0 (0,0)

CONSIP Hedge power

portfolio

acquisto/ vendita

energia elettrica 0,8 0,6 0,1

(4,3) (4,2) (0,1)

Per maggiori dettagli si rinvia a quanto illustrato nel paragrafo “Informativa integrativa

sugli strumenti finanziari e politiche di gestione dei rischi” del Bilancio Consolidato 2011.



118

6. Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni - € 263,3 milioni

Gli ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni si attestano complessivamente a €

263,3 milioni, registrano un decremento di € 70,3 milioni, essendo nel terzo trimestre del

2011 pari a € 333,6 milioni.

Di seguito la composizione:


assolute Variazioni

%

Ammortamenti immateriali e materiali 198,3 182,9 15,4 8,4%

Svalutazione crediti 39,4 36,4 3,0 8,1%

Accantonamento per rischi 25,6 114,3 (88,7) -77,6%

TOTALE 263,3 333,6 (70,3) -21,1%

Ammortamenti immateriali e materiali

Ammontano a € 198,3 milioni, di cui € 116,2 milioni di natura materiale e la rimanente

parte immateriale. Si evidenzia nella tabella a seguire la composizione per aree

industriali:

€/milioni 30.09.2012 30.09.2012 Variazioni assolute

Variazioni %

Reti 83,6 77,9 5,7 7,3%

Energia 19,8 21,1 (1,2) -5,8%

Idrico 67,5 58,4 9,1 15,6%

Ambiente 18,4 16,9 1,4 8,5%

Capogruppo 8,9 8,5 0,4 4,6%

Ammortamenti immateriali e materiali 198,3 182,9 15,4 8,4%

La variazione in aumento degli ammortamenti è legata:

per € 9,1 milioni alle società operanti nell’Area Idrico: in particolare, si registrano

maggiori ammortamenti in ACEA Ato2 (+ € 6,4 milioni) per attività di

ampliamento e manutenzione straordinaria legate alla rete idrica ed agli impianti

di depurazione e opere di bonifica e ampliamento sulla rete fognaria, nel Gruppo

Acque (+ € 0,9 milioni) e in Publiacqua (+ € 0,7 milioni),

per € 5,7 milioni alle società dell’Area Reti, essenzialmente ACEA Distribuzione (+

€ 4,4 milioni) a seguito dell’entrata in esercizio dei sistemi a supporto dell’attività

di misura ed ARSE (+ € 1,3 milioni),



119

per € 1,4 milioni alle società dell’Area Ambiente per effetto dell’entrata in

esercizio, rispettivamente ad aprile e a luglio dell’esercizio precedente, della

seconda e terza linea dell’impianto di San Vittore. La variazione è parzialmente

compensata dalle svalutazioni effettuate lo scorso esercizio con riferimento

all’impianto di termovalorizzazione di Terni per € 2,7 milioni,

di segno opposto è l’andamento delle società dell’Area Energia che diminuiscono

gli ammortamenti per € 1,2 milioni: tale riduzione deriva dalla variazione dell’area

di consolidamento a seguito dello scioglimento della Joint Venture che ha

comportato: minori costi per effetto della cessione delle società (- € 8,7 milioni),

parzialmente compensato dalla diversa percentuale di consolidamento delle

società del Gruppo Acea Energia (+ € 5,2 milioni). Completa il saldo l’incremento

degli ammortamenti di Acea Energia per l’acquisto di software utilizzati per il

mercato libero (+ € 2,8 milioni).

È da segnalare che con legge n. 134 (pubblicata in Gazzetta Ufficiale il giorno 11 agosto)

è stato convertito il Decreto-Legge 22 giugno 2012, n.83 recante misure urgenti per la

crescita del Paese. Nello specifico all’articolo 37, commi 4-5-6-7, sono riportate

disposizioni in materia di concessioni idroelettriche con particolare riferimento alla

tempistica con cui gli Enti concedenti devono mettere a gara la concessione nonché alla

determinazione degli ammontari spettanti al concessionario uscenti.

Svalutazione crediti

Ammontano a € 39,4 milioni e registra un incremento di € 3,0 milioni che passa

attraverso fenomeni di segno opposto: (i) l’incremento di € 5,1 milioni delle società

dell’area Energia, di cui € 2,9 milioni per effetto della variazione del perimetro di

consolidamento, (ii) la riduzione registrata dalle società idriche per € 2,0 milioni con

particolare riferimento ad ACEA Ato2 (- € 3,3 milioni) e (iii) la diminuzione delle società

dell’area Reti per € 0,3 milioni tutta imputabile ad ACEA Distribuzione.

Di seguito la composizione per aree industriali:


Variazioni %

Reti 1,9 2,2 (0,3) -14,1%

Energia 17,6 12,5 5,1 41,1%

Idrico 19,8 21,7 (2,0) -9,0%

Ambiente 0,1 0,0 0,1 100,0%



120


Variazioni %

Svalutazione crediti 39,4 36,4 3,0 8,1%

Accantonamento per rischi

Sono pari a € 25,6 milioni, e registrano un decremento di € 88,7 milioni che

sostanzialmente discende:

dall’iscrizione al 30 settembre 2011 di € 26,0 milioni relativamente agli oneri derivanti

dalle procedure di esodo e di mobilità volontaria aventi scadenza a dicembre 2012,

dallo stanziamento effettuato il medesimo periodo del precedente esercizio di € 64,1

milioni per fronteggiare il rischio, relativo a GORI (€ 44,1 milioni) e ad ACEA Ato5 (€

20 milioni). L’importo complessivo era riferito per € 12 milioni alla copertura del

rischio di mancato riconoscimento delle tariffe e connessi conguagli e per € 52,1

milioni alla valutazione dei rischi connessi alla precaria situazione finanziaria.

Nella tabella che segue viene fornita la composizione degli accantonamenti per natura:


Legale 7,8 5,2 2,5

Fiscale 0,6 0,0 0,6

Rischi regolatori idrici 0,5 64,1 (63,6)

Rischi contributivi 4,6 3,8 0,8

Esodo e mobilità 0,0 26,0 (26,0)

Appalti e forniture 2,3 5,1 (2,8)

Franchigie assicurative 0,5 1,0 (0,4)

Altri rischi ed oneri 0,4 1,2 (0,7)

TOTALE 16,7 106,4 (89,6)

Oneri di ripristino Ifric12 8,9 7,9 0,9

TOTALE ACCANTONAMENTI 25,6 114,3 (88,7)

Gli accantonamenti dell’Area Idrico ammontano a € 17,0 milioni, di cui € 8,9 milioni

attribuibili agli oneri necessari a mantenere in buono stato l’infrastruttura utilizzata

nell’ambito della gestione del servizio idrico. La restante parte si riferisce essenzialmente

alle seguenti società:

ACEA Ato2 (€ 3,6 milioni) principalmente per potenziali passività relativi a

problematiche di natura contributiva,



121

GORI (€ 1,6 milioni) essenzialmente per accantonamenti relativi al contenzioso con la

Regione Campania e a franchigie assicurative,

Publiacqua (€ 1,6 milioni) in relazione alla istruttoria di verifica sulla corretta

redazione della revisione ordinaria del Piano di Ambito espletata dalla Direzione

generale per la tutela del territorio e delle risorse idriche sulla revisione tariffaria e

per effetto degli oneri a copertura dei rischi di contenzioso legale.

Gli accantonamenti dell’Area Reti ammontano a € 2,2 milioni e sono principalmente

imputabili ad ACEA Distribuzione in particolare per problematiche di contribuzione

previdenziale.

Gli accantonamenti della Capogruppo sono pari a € 5,2 milioni attribuibili principalmente

a rischi di natura legale, a rischi su appalti e di contribuzione previdenziale.

Nella tabella che segue viene riportata la composizione degli accantonamenti per Area

Industriale:

€/milioni 30.09.2012 30.09.2012 Variazioni Variazioni

%

Reti 2,2 15,2 (13,0) -85,6%

Energia 0,6 1,8 (1,3) -69,3%

Idrico 17,0 35,8 (18,8) -52,6%

Ambiente 0,7 1,7 (1,0) -57,7%

Capogruppo 5,2 59,8 (54,7) -91,4%

Accantonamenti per rischi 25,6 114,3 (88,7) -77,6%

Per maggiori dettagli si rinvia a quanto illustrato nel paragrafo “Aggiornamento delle

principali vertenze giudiziali” del Bilancio Consolidato 2011 e del Bilancio Consolidato

Semestrale Abbreviato 2012.



122

7. Oneri e Proventi Finanziari - € (91,1) milioni


Oneri / (Proventi ) finanziari relativi all'indebitamento (A) 68,6 56,6 12,0

Oneri (Proventi) su Interest Rate Swap 4,7 5,0 (0,2)

Interessi su prestiti obbligazionari 31,8 31,7 0,1

Interessi su indebitamento a medio - lungo termine 32,5 27,8 4,7

Interessi su indebitamento a breve termine 13,8 6,1 7,6

Oneri finanziari su operazioni a termine 0,0 0,2 (0,2)

Interessi su crediti verso clienti (12,2) (9,1) (3,1)

Interessi su crediti Finanziari (1,6) (4,2) 2,6

Interessi Attivi Bancari (0,4) (1,0) 0,5

Altri Oneri / (Proventi) finanziari (B) 22,6 25,9 (3,4)

Interessi verso utenti 0,9 0,6 0,3

Interessi moratori e dilatori 4,1 1,5 2,7

Interest cost al netto degli utili e perdite attuariali 3,4 3,8 (0,4)

Commissioni su crediti ceduti 17,2 10,9 6,3

Interessi di ritardato pagamento su controversie fiscali 0,0 0,0 0,0

Interessi su crediti diversi (2,2) (1,4) (0,8)

Altri oneri / (proventi) 1,0 1,7 (0,7)

Oneri/(Proventi) da attualizzazione crediti finanziari Pubblica Illuminazione

(1,8) 8,8 (10,6)

Oneri finanziari netti (A) + (B) 91,1 82,5 8,7

Gli oneri finanziari netti ammontano complessivamente a € 91,1 milioni e registrano un

incremento di € 8,7 milioni rispetto al 30 settembre 2011. Tale variazione nel suo

complesso discende:

dai maggiori interessi maturati sull’indebitamento sia nella componente a medio -

lungo termine che in quella a breve, che complessivamente hanno registrato una

variazione pari a € 12,4 milioni, per effetto essenzialmente del fabbisogno generato

dall’acquisto della sede che ha comportato il tiraggio della seconda tranche di un

finanziamento contratto dalla Capogruppo (€ 100 milioni) e, più in generale un

incremento dell’indebitamento medio (a breve ed a medio termine) nel corso del

periodo. L’aumento degli spread applicati dagli istituti bancari, caratterizzante la fase

macroeconomica rispetto allo stesso periodo dell’esercizio precedente, è stato in gran

parte contenuto attraverso un significativo effetto positivo dato dalla discesa del tassi

Euribor a breve, a cui è parametrata la porzione a tasso variabile del debito bancario,



123

dai maggiori oneri derivanti dalle operazioni di cessione dei crediti (+ € 6,3 milioni)

che recepisce l’effetto della variazione dell’area di consolidamento conseguente

all’acquisto del 100% di Acea Energia ( + € 1,8 milioni) e dei maggiori volumi ceduti.

Si segnala che nel corso dell’esercizio ed in continuità con il precedente, al fine di

ridurre il rischio credito nei riguardi della Pubblica Amministrazione, sono state

effettuate una serie di cessioni di crediti pro-soluto, con notifica notarile, relative ad

una porzione di crediti maturati e scaduti verso la Pubblica Amministrazione. Il

relativo costo sostenuto è rappresentato quasi per intero dalla componente interesse

applicata al DSO, ossia al tempo di pagamento della fattura stimato dalla Banca. Si

tratta pertanto di un costo approssimativamente pari a quello che il Gruppo avrebbe

comunque sostenuto

all’iscrizione, nel corso dell’esercizio 2011, degli oneri derivanti dall’attualizzazione dei

crediti relativi alla Pubblica Illuminazione (€ 9,3 milioni) a seguito della sottoscrizione

del contratto integrativo tra ACEA e Roma Capitale, che ha allineato la scadenza del

contratto di servizio a quella della concessione (2027); tale accordo integrativo ha

comportato, come noto, l’applicazione del metodo finanziario puro (IFRIC12) in luogo

di quello misto (intangibile e finanziario) applicato fino al 31 dicembre 2010),

dalla riduzione degli interessi maturati su crediti finanziari (- € 2,6 milioni),

determinata sostanzialmente dalla variazione dell’area di consolidamento prodotta

dallo scioglimento della joint venture.

Il costo globale medio "all in" del debito del Gruppo ACEA si è attestato al 30 settembre

2012 al 3,50% contro il 3,54% del medesimo periodo dell’esercizio precedente.

Con riferimento agli oneri finanziari relativi all’indebitamento si segnala quanto segue:

gli oneri netti da swap (€ 4,7 milioni) sono generati dai flussi scambiati nel periodo

relativamente agli strumenti di cash flow hedge a copertura del rischio tasso e del

rischio cambio,

gli interessi su prestiti obbligazionari sono in linea con quelli del medesimo periodo

del precedente esercizio, attestandosi a € 31,8 milioni, e sono essenzialmente

composti come segue:

o prestito obbligazionario di € 300 milioni a tasso fisso collocato da ACEA nel

2004 (rimborso bullet a dieci anni): € 10,9 milioni,

o prestito obbligazionario di € 500 milioni a tasso fisso collocato da ACEA nel

mese di marzo 2010 (rimborso bullet a dieci anni): € 16,9 milioni,



124

o private placement di 20 miliardi di yen perfezionato da ACEA nel mese di

marzo 2010 (rimborso bullet a quindici anni): € 3,6 milioni senza considerare

le coperture allocate nella voce oneri netti da swap,

gli interessi sull’ indebitamento a medio – lungo termine ammontano a € 32,5 milioni

e crescono di € 4,7 milioni,

gli interessi sull’indebitamento a breve termine verso banche e su altri debiti

finanziari sono pari a € 13,8 milioni di cui attribuibili ad ACEA € 11 milioni e

aumentano di € 7,6 milioni.

In riferimento agli oneri derivanti dalle cessioni dei crediti, che complessivamente si

attestano a € 17,2 milioni, si segnala di seguito la composizione per Società:

Acea Energia € 13,5 milioni (€ 7,4 milioni al 30 settembre 2011, € 8,5 milioni a

parità di perimetro),

ACEA Ato2 € 3,2 milioni (€ 2,8 milioni al 30 settembre 2011),

ACEA Distribuzione € 0,5 milioni (€ 0,7 milioni al 30 settembre 2011).

Si segnala, altresì, la crescita (i) dei proventi verso clienti (pari a € 3,1 milioni), in

conseguenza dell’aumento degli interessi applicati da Acea Energia ai propri clienti e (ii)

degli interessi moratori e dilatori (€ 2,7 milioni) per effetto principalmente dell’iscrizione

di quanto applicato da Equitalia sulle rateizzazioni finalizzate sul finire dell’esercizio 2011

nonché dello sconto applicato dall’AEEG (circa € 1 milione) per il pagamento anticipato,

richiesto da ACEA Distribuzione, del contributo a copertura degli oneri di sostituzione dei

contatori elettromeccanici.

Con riferimento alla composizione per Area Industriale si veda la tabella seguente


assolute Variazioni

%

Reti 17,8 17,1 0,7 4,0%

Energia 6,6 5,1 1,5 28,6%

Idrico 7,1 7,1 (0,0) -0,4%

Ambiente 0,8 0,4 0,4 91,7%

Capogruppo 58,9 52,7 6,2 11,7%

Oneri/(proventi) finanziari 91,1 82,5 8,7 10,5%



125

8. Oneri e Proventi da Partecipazioni – € 1,1 milioni

Si riferiscono al consolidamento secondo il metodo del patrimonio netto di alcune società

del Gruppo, con particolare riferimento ad Agua de San Pedro. Al 30 settembre 2011

erano iscritte in tale voce le plusvalenze derivanti dall’operazione di scioglimento della

Joint venture con GDF Suez Energia Italia ed il positivo risultato della valutazione a fair

value della quota di possesso di Acea Energia già detenuta dal Gruppo

(complessivamente € 55,3 milioni).

9. Imposte sul reddito - € 68,0 milioni

Il carico fiscale del periodo è stimato pari complessivamente a € 68 milioni contro € 40,6

milioni al 30 settembre 2011.

L’incremento complessivo registrato nel periodo, pari a € 27,5 milioni, deriva dall’effetto

combinato dell’incremento dell’utile ante imposte e da eventi straordinari che hanno

influenzato negativamente (ovvero incrementandolo) il tax rate del periodo di confronto.

Tra le cause che hanno contribuito ad incrementare le imposte si segnala l’estensione

dell’addizionale Ires ai soggetti operanti nei settori della trasmissione e dispacciamento e

della distribuzione di energia elettrica e ai soggetti operanti nei settori della produzione di

energia elettrica da fonti fotovoltaiche o eoliche.

La normativa, introdotta dall’articolo 7 del D.L. 13 agosto 2011 n. 138, convertito nella

Legge 14 settembre 2011 n. 148, era già presente nel periodo di confronto, ma esplica

tutti i suoi effetti a partire dall’esercizio 2012 non trovando alcuna mitigazione dal punto

di vista economico, così come avvenuto nel periodo di confronto, nel ricalcolo della

fiscalità differita. Le maggiori imposte iscritte in relazione all’addizionale Ires sono pari ad

€ 5,1 milioni e corrispondono a 4 punti percentuali di tax rate.

Si segnala tra le cause di incremento delle imposte la sanzione comminata dall’AGCM cui

corrisponde una maggiore imposta di 2,7 milioni pari 2 punti percentuali di tax rate

A quanto sopra descritto si aggiunga che il periodo di confronto è stato positivamente

influenzato da alcuni eventi straordinari che hanno ridotto in modo sensibile il tax rate: ci

si riferisce in modo particolare all’iscrizione delle plusvalenze derivanti dalla cessione

delle società oggetto dell’Accordo Quadro sottoscritto tra ACEA e GSEI che presentano i

requisiti previsti dall’articolo 87 del D.P.R. 917/1986 per l’applicazione della participation

exemption: in sintesi la tassazione è applicata sul 5% del provento realizzato.

Il tax rate del periodo si attesta quindi intorno al 52% (37,1% nel 2011).



126

10. Risultato Netto Attività discontinue - € 0,0 milioni

Come previsto dal Piano Industriale del Gruppo relativo al periodo 2012 – 2016

approvato dal Consiglio di Amministrazione di ACEA S.p.A. lo scorso 22 febbraio 2012, la

Capogruppo sta valutando l’ipotesi di una cessione delle attività fotovoltaiche da operarsi

entro la fine dell’anno. A tal fine è stata avviata una procedura competitiva che ha come

oggetto la dismissione di alcuni impianti di proprietà di ARSE.

I principali dati economici e patrimoniali al 30 settembre 2012 relativi al perimetro

potenziale oggetto di cessione sono i seguenti:

Totale assets patrimoniali oggetti di cessione: € 138 milioni;

Margine operativo lordo: circa € 17 milioni



127

11. Utile (perdita) per azione

al 30.09.2012 al 30.09.2011 Variazioni

Utile del periodo di Gruppo da attività in funzionamento (in migliaia di euro)

56.393 118.390 -61.996

Utile del periodo di Gruppo di spettanza delle azioni ordinarie (in migliaia di euro) (A)

56.393 118.390 -61.996

Numero medio ponderato delle azioni ordinarie in circolazione ai fini del calcolo dell’utile per azione

- di base (B) 212.964.900 212.964.900 0

- diluito (C) 212.964.900 212.964.900 0

Utile per azione (in euro)

- di base (A/B) 0,2648 0,5559 -0,2911

- diluito (A/C) 0,2648 0,5559 -0,2911

al 30.09.2012 al 30.09.2011 Variazioni

Utile del periodo di Gruppo (in migliaia di euro) 56.393 63.381 -6.987

Utile del periodo di Gruppo di spettanza delle azioni ordinarie (in migliaia di euro) (A)

56.393 63.381 -6.987

Numero medio ponderato delle azioni ordinarie in circolazione ai fini del calcolo dell’utile per azione

- di base (B) 212.964.900 212.964.900 0

- diluito (C) 212.964.900 212.964.900 0

Utile per azione (in euro)

- di base (A/B) 0,2648 0,2976 -0,0328

- diluito (A/C) 0,2648 0,2976 -0,0328

Note alla Situazione Patrimoniale e Finanziaria Consolidata


128


Rif Nota

GRUPPO ACEA STATO PATRIMONIALE (importi in milioni di €)

30.09.2012 (a)

31.12.2011 (b)

Variazioni (a) - (b)

Variazioni %

ATTIVITA' E PASSIVITA' NON

CORRENTI 3.778,1 3.548,0 230,1 6,5%

12 Immobilizzazioni materiali/immateriali 4.045,5 3.844,6 200,9 5,2%

13 Partecipazioni 21,5 19,5 2,0 10,2%

14 Altre attività non correnti 442,9 416,8 26,0 6,2%

15 Tfr e altri piani a benefici definiti (107,9) (104,8) (3,2) 3,0%

16 Fondi rischi e oneri (244,9) (250,9) 6,0 (2,4%)

17 Altre passività non correnti (378,9) (377,2) (1,7) 0,4%

CIRCOLANTE NETTO 239,2 89,3 150,0 168,0%

18 Crediti correnti 1.616,3 1.510,0 106,3 7,0%

19 Rimanenze 57,8 66,1 (8,3) (12,6%)

20 Altre attività correnti 234,2 246,6 (12,4) (5,0%)

21 Debiti correnti (1.235,0) (1.344,8) 109,7 (8,2%)

22 Altre passività correnti (434,0) (388,7) (45,3) 11,7%

CAPITALE INVESTITO 4.017,3 3.637,3 380,0 10,4%

23 INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO (2.659,5) (2.325,8) (333,7) 14,3%

Crediti finanziari medio lungo termine 25,0 19,9 5,1 25,6%

Debiti finanziari a medio lungo termine (2.428,8) (2.298,9) (129,9) 5,6%

Crediti finanziari a breve termine 200,3 172,8 27,5 15,9%

Disponibilità liquide 86,1 321,0 (234,9) (73,2%)

Debiti finanziari a breve termine (542,2) (540,6) (1,5) 0,3%

24 Totale Patrimonio Netto (1.357,8) (1.311,5) (46,4) 3,5%

COPERTURE (4.017,3) (3.637,3) (380,0) 10,4%


Lo Stato Patrimoniale sopra riportato è stato riclassificato mostrando le voci del capitale

investito e le corrispondenti coperture finanziarie.

In particolare è stato sommato il valore netto delle attività immobilizzate al valore del

circolante netto costituito dalle voci dei crediti correnti, degli altri crediti, delle rimanenze,

dei debiti correnti e la parte a breve dei debiti a lungo termine.



129

Il valore ottenuto di capitale investito è confrontato con i corrispondenti valori relativi ai

mezzi propri ed alla posizione finanziaria netta evidenziando in tal modo il peso delle

coperture.

La situazione patrimoniale del Gruppo ACEA evidenzia un incremento del capitale

investito, rispetto al 31 dicembre 2011, pari a € 380 milioni (+ 10,4%). Tale incremento

è la risultante dell’aumento che si registra nell’attivo fisso netto (€ 230,1 milioni) e nel

capitale circolante netto (€ 150,0 milioni).

Attività e passività non correnti - € 3.778,1 milioni

Ammontano ad € 3.778,1 milioni e registrano una variazione positiva per € 230,1 milioni

rispetto al 31 dicembre 2011 (+ 6,5%) e sono composte come segue.

12. Immobilizzazioni materiali/immateriali - € 4.045,5 milioni

Tale voce si incrementa rispetto alla fine dell’esercizio precedente di € 200,9 milioni.

Alla variazione contribuiscono gli investimenti del periodo (€ 405,4 milioni) al netto degli

ammortamenti e delle svalutazioni (€ 198,3 milioni) e la riduzione delle immobilizzazioni

immateriali registrata da GORI (- € 15,1 milioni) relativamente ai costi pluriennali ove

trovavano allocazione gli oneri relativi alle rate di mutuo da rimborsare ai Comuni; tale

riduzione è stata determinata dalle decisioni assunte dall’Assemblea dell’Ente nella

seduta del 27 ottobre 2012. Per maggiori informazioni si rinvia al paragrafo denominato

“Andamento della gestione nel periodo”.

La tabella che segue evidenzia, per Area Industriale e Società, il livello degli investimenti

realizzati al 30 settembre 2012 confrontati con il medesimo periodo del 2011.

Area Industriale Società 30.09.2012 30.09.2011 Variazione

Reti

ACEA Distribuzione 70,1 72,6 (2,4)

ACEA – Illuminazione Pubblica 0,0 0,0 0,0

ARSE 2,1 14,2 (12,2)

Ecogena 0,2 0,9 (0,6)

Totale Area Reti 72,4 87,7 (15,2)

Energia

Acea Produzione 17,4 6,5 10,9

Acea Energia Holding 0,4 1,0 (0,6)

Acea Energia 5,8 4,7 1,1

Acea800 0,0 0,0 0,0

Totale Area Energia 23,6 12,2 11,4



130

Area Industriale Società 30.09.2012 30.09.2011 Variazione

Ambiente

Aria 21,7 13,6 8,0

SAO 1,8 1,6 0,3

Aquaser 0,1 0,1 0,0

Kyklos 0,9 0,5 0,4

Solemme 0,4 0,2 0,2

I.S.A. 0,3 0,1 0,2

A.p.i.c.e. 0,0 0,0 0,0

Totale Area Ambiente 25,2 16,1 9,2

Idrico

ACEA Ato2 104,5 100,4 4,1

ACEA Ato5 4,9 3,9 1,0

Gori 2,8 3,9 (1,1)

Minori 0,6 0,4 0,2

Totale idrico Lazio - Campania 112,7 108,5 4,2

Acque 17,6 19,2 (1,6)

Publiacqua 17,8 15,3 2,5

Ingegnerie toscane 3,0 0,0 3,0

Umbra Acque 3,2 2,1 1,1

Nuove Acque 1,3 1,6 (0,3)

Acquedotto del Fiora 8,1 6,3 1,8

Minori 0,0 0,0 0,0

Totale Idrico Toscana - Umbria 51,1 44,5 6,6

Gestioni Idriche estero 0,3 0,4 (0,2)

Totale Area Idrico 164,1 153,5 10,6

Ingegneria e Servizi Laboratori 0,5 0,2 0,3

Totale 0,5 0,2 0,3

Corporate ACEA 119,6 5,5 114,1

Totale 119,6 5,5 114,1

TOTALE GRUPPO ACEA 405,4 275,2 130,2

La variazione è conseguente all’incremento degli investimenti che ha interessato tutte le

aree industriali, con particolare riferimento alla Capogruppo (+ € 114,1 milioni), ad

eccezione dell’area Reti che registra una riduzione complessivamente pari a € 15,2

milioni. Tale riduzione è da imputare principalmente ad ARSE (- € 12,2 milioni) per

effetto del completamento degli impianti di proprietà.

L’apporto della Capogruppo all’incremento degli investimenti risiede principalmente nel

perfezionamento, avvenuto in data 23 gennaio 2012, del contratto di compravendita

della sede di Piazzale Ostiense ed annessa autorimessa (complessivamente per € 112

milioni). ACEA ha inoltre effettuato investimenti di miglioria sugli impianti specifici

dell’edificio della Sede, nonché in hardware e software necessari ai progetti di

miglioramento ed alla evoluzione della rete informatica e dei sistemi applicativi.

L’Area Idrico ha effettuato, rispetto allo stesso periodo dell’esercizio precedente, maggiori

investimenti complessivamente per € 10,6 milioni. L’incremento è principalmente

riconducibile alle Società operanti nel territorio Toscana e Umbria (complessivamente pari



131

a € 6,6 milioni), con particolare riferimento a Publiacqua (+ € 2,5 milioni) relativamente

agli interventi di manutenzione straordinaria ed alle estensioni ed ampliamenti effettuati

principalmente sulle condotte idriche, sulle reti fognarie e sui depuratori e a Ingegnerie

Toscane (+ € 3,0 milioni) inerenti principalmente all’acquisto in leasing della nuova sede

aziendale. Si segnala un incremento degli investimenti delle Società dell’Area Idrico Lazio

– Campania per complessivi € 4,2 milioni, di cui € 4,1 milioni attribuibili ad ACEA Ato2.

Sono in aumento anche gli investimenti dell’Area Energia (+ € 11,4 milioni) e riguardano

principalmente Acea Produzione (+ € 10,9 milioni) per il repowering delle centrali

idroelettriche di Salisano e Orte ed Acea Energia (+ € 1,1 milioni) per la sostituzione del

sistema di fatturazione ai clienti del mercato di maggior tutela e per l’aggiornamento di

licenze informatiche.

L’Area Ambiente registra un aumento degli investimenti complessivamente pari a € 9,2

milioni, attribuibili principalmente ai costi, sostenuti prevalentemente nel terzo trimestre

2012, legati alle attività di revamping in corso sull’impianto di termovalorizzazione di

Terni e sulla prima linea di quello di San Vittore del Lazio.

13. Partecipazioni - € 21,5 milioni

Rispetto al 31 dicembre 2011 aumentano di € 2 milioni per effetto dell’aumento del

capitale sociale della Società Eur Power detenuto da Ecogena (+ € 0,7 milioni) e delle

valutazioni ad Equity principalmente di Agua de San Pedro e Geal.

14. Altre attività non correnti - € 442,9 milioni

Il saldo di tale voce è riepilogato come segue:


Imposte differite Attive 384,0 353,6 30,4

Crediti verso altri 52,8 56,1 (3,3)

Ratei/Risconti Attivi 6,0 7,1 (1,0)

Totale Attività non correnti 442,9 416,8 26,0

I crediti verso altri rappresentano il complesso degli investimenti effettuati, fino al 31

dicembre 2010, nell’ambito del contratto di servizio di Illuminazione Pubblica: tali crediti

sono stati iscritti in conseguenza dell’applicazione dell’IFRIC 12 con il metodo finanziario

al citato servizio.



132

I risconti e ratei attivi sono prevalentemente riferiti alle attività di produzione dei

certificati bianchi.

L’incremento della voce rispetto alla fine del precedente esercizio è pari a € 26 milioni (+

6,2%) e deriva principalmente dallo stanziamento di periodo delle imposte differite

attive.

15. TFR e altri piani a benefici definiti - € 107,9 milioni

L’incremento dello stock, rispetto alla fine del precedente esercizio, ammonta ad € 3,2

milioni che deriva dall’effetto netto di

+ € 3,3 milioni relativi al TFR,

- € 1,1 milione riferito alle agevolazioni tariffarie,

e, infine, + € 1 milione relativo al Piano di Incentivazione a medio – lungo

termine.

L’andamento delle prime due voci è influenzato sensibilmente, oltre che

dall’accantonamento del periodo pari a € 11,7 milioni, dalle uscite verificatesi nel periodo

in conseguenza dell’attuazione delle procedure di mobilità volontaria di ACEA Ato2 e

ACEA Distribuzione e dal reintegro dei dipendenti rientranti nel ramo d’azienda affittato,

fino al 31 dicembre 2011, a Marco Polo (€ 1,9 milioni).

16. Fondo rischi e oneri - € 244,9 milioni

Rispetto all’esercizio precedente, registra una variazione in diminuzione pari a € 6,0

milioni che deriva principalmente dagli accantonamenti del periodo (€ 25,6 milioni) al

netto degli utilizzi ed altri movimenti (complessivamente pari a € 31,7 milioni) con

riferimento agli stanziamenti effettuati nei precedenti esercizi a titolo di mobilità, per

vertenze giudiziarie, oneri concessori e a copertura di rischi su appalti.

Le principali variazioni si riferiscono a:

il fondo accantonato in GORI relativo agli stanziamenti operati in precedenti

esercizi a fronte delle quote dei mutui non accertate da rimborsare ai Comuni (- €

11,8 milioni). Tale cancellazione è stata effettuata in conseguenza delle decisioni

assunte dall’Assemblea dell’Ente nella seduta del 27 ottobre 2012. Per maggiori

informazioni si rinvia al paragrafo denominato “Andamento della gestione nel

periodo”,



133

il fondo accantonato per affrontare gli oneri derivanti dal piano di esodo e

mobilità che subisce una diminuzione di € 6,6 milioni a seguito degli utilizzi

effettuati principalmente in ACEA Ato2, ACEA Distribuzione e nella Capogruppo,

il fondo rischi partecipate (- € 4,2 milioni) essenzialmente in conseguenza

dell’utilizzo, per € 4,9 milioni, del fondo accantonato lo scorso esercizio per

fronteggiare i rischi relativi ai differenziali tra la tariffa garantita e quella effettiva

di GORI,

il fondo accantonato per affrontare le problematiche di natura contributiva che

subisce un aumento netto pari ad € 3,6 milioni in seguito all’accantonamento del

periodo pari a € 4,6 milioni,

il fondo oneri di ripristino in seguito agli accantonamenti per € 8,9 milioni relativi

agli oneri necessari al mantenimento in buono stato dell’infrastruttura utilizzata

nell’ambito della gestione del servizio idrico.

La tabella di seguito riportata dettaglia la composizione del fondo rischi per natura.

Natura del fondo 30.09.2012 31.12.2011 Variazioni

Legale 27,9 25,4 2,5

Fiscale 2,0 2,4 (0,4)

Partecipate 76,5 80,7 (4,2)

Rischi contributivi 30,1 26,5 3,6

Esodo e mobilità 6,0 12,6 (6,6)

Post mortem 15,4 15,4 0,0

Canoni di concessione 0,0 11,8 (11,8)

Altri rischi ed oneri 23,5 21,5 2,0

TOTALE 181,4 196,4 (14,9)

Fondo Oneri di Ripristino 63,5 54,5 8,9

TOTALE FONDO 244,9 250,9 (6,0)

Per maggiori dettagli si rinvia al paragrafo denominato “Aggiornamento sulle principali

vertenze giudiziali” del Bilancio Consolidato 2011 e del Bilancio Consolidato Semestrale

Abbreviato 2012.



134

17. Altre passività non correnti - € 378,9 milioni

Contribuiscono alla riduzione del capitale investito netto per € 378,9 milioni e, rispetto al

31 dicembre 2011, presentano un incremento di € 1,7 milioni (+ 0,4 %).

La voce è composta come segue:


Fondo Imposte Differite 102,2 98,8 3,4

Acconti 124,5 130,0 (5,5)

Ratei/Risconti Passivi 37,1 26,7 10,5

Contributi di allacciamento idrici 49,1 54,9 (5,8)

Contributi in conto impianti 66,0 66,8 (0,9)

Totale Passività non correnti 378,9 377,2 1,7

Nella voce acconti è compreso l’ammontare dei depositi cauzionali e anticipo consumi

oggetto di adeguamento da parte delle società idriche.

I ratei e risconti passivi, pari a € 37,1 milioni, si riferiscono ai contributi ricevuti, rilasciati

a conto economico in misura pari all’ammortamento generato dall’investimento a cui essi

sono collegati. L’incremento di € 10,5 milioni è attribuibile principalmente all’iscrizione, in

ACEA Distribuzione, del risconto relativo al contributo ottenuto a fronte dell’attività di

sostituzione dei misuratori elettromeccanici con quelli elettronici ai sensi della

deliberazione n. 292/06. Sulla base della normativa in vigore la Società ha chiesto il

pagamento anticipato di tale somma al netto di uno sconto di € 1 milione allocato tra gli

oneri finanziari.

Circolante netto- € 239,2 milioni

Si incrementa di € 150,0 milioni rispetto alla fine dell’esercizio precedente. La crescita è

legata, da un lato, alla riduzione dei debiti correnti per € 109,7 milioni (- 8,2%) e alla

crescita dei crediti correnti per € 106,3 milioni (+ 7%), parzialmente mitigata dalla

riduzione delle rimanenze per € 8,3 milioni (- 12,6%), delle altre attività correnti per €

12,4 milioni (- 5%), nonché dall’aumento delle altre passività correnti per € 45,3 milioni

(+ 11,7%).



135

18. Crediti correnti - € 1.616,3 milioni


assolute Variazioni

%

Crediti verso utenti e clienti 1.414,5 1.304,7 109,8 8,4%

Crediti verso Roma Capitale 169,9 160,1 9,8 6,1%

Crediti verso collegate 5,7 7,4 (1,7) (22,7%)

Crediti verso controllate 26,3 37,9 (11,6) (30,7%)

Totale Crediti Correnti 1.616,3 1.510,0 106,3 7,0%

18.a - Crediti verso utenti e clienti

Con riferimento alla variazione in aumento di € 109,8 milioni si riporta di seguito la

tabella di dettaglio che illustra l’andamento per Area Industriale.

€ milioni

30/09/2012 31/12/2011 Variazione

Utenti Clienti Totale

Utenti Clienti Totale (a)- (c ) (b) - (d) Totale

(a) (b) ( c ) (d)

Area Reti 71,4 62,5 133,9 27,9 73,3 101,3 43,4 (10,8) 32,6

Area Energia 551,2 60,5 611,7 551,7 61,2 612,9 (0,4) (0,7) (1,2)

Area Idrico 513,9 64,0 577,9 439,2 52,2 491,4 74,6 11,9 86,5

Area Ambiente 0,0 42,5 42,5 0,0 60,3 60,3 0,0 (17,7) (17,7)

Corporate 0,0 48,4 48,4 0,0 38,9 38,9 0,0 9,5 9,5

Totale 1.136,4 278,0 1.414,5 1.018,8 285,9 1.304,7 117,6 (7,8) 109,8

l’Area Reti mostra una crescita complessivamente pari a € 32,6 milioni,

principalmente attribuibile all’aumento registrato da ACEA Distribuzione (+ € 44,1

milioni), determinato da alcune problematiche relative al sistema di fatturazione, e

alla diminuzione prodotta da ARSE (€ 11,4 milioni) che ha incassato nel corso nel

periodo di osservazione un rilevante ammontare di crediti, per lo più generato nel

2011, derivanti da contratti di fornitura in opera di impianti fotovoltaici. Il fondo

svalutazione crediti dell’Area si attesta a € 6,3 milioni. S’informa che nel periodo

gennaio – settembre sono stati ceduti da ACEA Distribuzione, nell’ambito del

contratto di cartolarizzazione, crediti per € 123 milioni,

l’Area Energia mitiga la crescita dello stock riducendo complessivamente l’esposizione

per € 1,2 milioni. L’andamento del periodo è determinato dalla diminuzione pari a €

7,6 milioni dei crediti del Gruppo Acea Energia con particolare riferimento alle



136

controllate e, di segno opposto, dalla crescita dei crediti di Acea Energia Holding e

Acea Produzione per complessivi € 6,5 milioni. La diminuzione del Gruppo Acea

Energia discende dalla contrazione del portafoglio vendite delle società controllate e

dalla riduzione dei volumi venduti da Acea Energia solo parzialmente compensati dalla

crescita dei prezzi di vendita inclusivi delle componenti accessorie. L’importo

complessivo del fondo svalutazione crediti si è attestato, al termine del terzo

trimestre, a € 75,4 milioni ed è relativo ad Acea Energia per € 74,2 milioni. Si informa

che da gennaio a settembre Acea Energia ha ceduto, nell’ambito del contratto di

cartolarizzazione stipulato nel 2009, crediti vantati verso i privati per € 383,3 milioni

ed ha posto in essere operazioni di cessione spot sulla base delle quali sono stati

ceduti crediti verso la Pubblica Amministrazione per € 147,3 milioni. Si informa inoltre

che Acea Energia ha proceduto alla radiazione di crediti per l’importo di € 24,5

milioni,

l’Area Idrico aumenta lo stock di € 86,5 milioni, in particolare di quelli per utenza per

complessivi € 74,6 milioni. Tale aumento discende (i) per € 25,3 milioni dalla

riallocazione dalla voce “Altri crediti” dei conguagli tariffari di ACEA Ato5, relativi al

periodo 2006 – 2011 iscritti al 31 dicembre 2011, definiti dal Commissario ad acta

con Relazione - F 129/2012 - concernente la “scelta dei criteri, verifiche tariffarie e

della gestione degli anni dal 2006 al 2011, stima dei conguagli e dei livelli di servizio”

rilasciata il 28 giugno, nonché dall’iscrizione dei ricavi di periodo pari a € 8,4 milioni,

(ii) per € 29 milioni in conseguenza degli incrementi tariffari applicati da ACEA Ato2 e

(iii) dalla crescita dei crediti di GORI (€ 6,5 milioni), per effetto dell’iscrizione dei

ricavi garantiti così come approvati dall’assemblea dell’Ente d’Ambito in data 27

ottobre 2012.

Si segnala altresì la crescita dei crediti utenza delle gestioni idriche in Toscana e

Umbria, dovuto agli effetti migliorativi delle tariffe applicate, in particolare di

Publiacqua (+ € 7,6 milioni), Acque (+ € 3,5 milioni), parzialmente compensati dalla

riduzione dello stock dei crediti per utenza di Acquedotto del Fiora (€ 3,1 milioni) e

Umbra Acque (€ 1,9 milioni).

Il Fondo svalutazione crediti dell’Area si attesta al termine di questo terzo trimestre a

€ 91,2 milioni.

Si informa che ACEA Ato2 ha effettuato nel periodo cessioni di crediti utenza verso

Pubbliche Amministrazioni, Comuni e privati per complessivi € 218 milioni e radiazioni

per € 1,8 milioni le cui prospettive di recupero sono sostanzialmente nulle. Per

maggiori informazioni in merito alle problematiche tariffarie di ACEA Ato5 e GORI

nonché per la revisione tariffaria di ACEA Ato2 si rinvia a quanto illustrato nei



137

paragrafi “Informativa sui servizi in concessione” e “Aggiornamenti sulle principali

vertenze giudiziali” del Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato 2012 nonché al

paragrafo “Andamento della gestione nel periodo” del presente documento,

l’Area Ambiente riduce sensibilmente il suo stock di crediti rispetto al 31 dicembre

2011 (- € 17,7 milioni di cui € 11,9 milioni attribuibile ad ARIA), per effetto

dell’incasso dei crediti verso il GSE in seguito alla sottoscrizione della Convenzione

definitiva in regime CIP 6/92 che regola il ritiro dell’energia delle due nuove linee

dell’impianto di termovalorizzazione di San Vittore del Lazio e a SAO per € 6 milioni in

seguito ai maggiori incassi ottenuti nel periodo,

la Corporate contribuisce alla crescita dello stock dei crediti verso Clienti per € 9,5

milioni. L’incremento è prevalentemente riferito (i) alle attività svolte nel periodo

nell’ambito del servizio di pubblica illuminazione nel Comune di Napoli (+ € 6,4

milioni) ed (ii) alle due operazioni di acquisizione dei crediti maturati da Acea Energia

verso ATAC complessivamente pari a € 7,3 milioni, perfezionate nei mesi di marzo e

settembre, di cui già incassati € 3,3 milioni.

Sono contenuti in tale voce i crediti in contestazione che, al 30 settembre 2012, sono

pari a € 20,6 milioni e sono relativi alla nota controversia con lo Stato Città del

Vaticano.

Il Fondo svalutazione crediti si attesta al 30 settembre a € 4,7 milioni.

Si segnala infine che, nel periodo in osservazione, ACEA ha proceduto a radiare crediti

completamente svalutati per l’importo complessivo di € 17,4 milioni.

18.b - Crediti verso controllante Roma Capitale

Al 30 settembre 2012 i crediti commerciali verso Roma Capitale, sia con riferimento alla

gestione ordinaria che a quella commissariale, ammontano complessivamente ad € 169,9

milioni (al 31 dicembre 2011 erano pari ad € 160,1 milioni).

L’ammontare complessivo dei crediti, inclusi quelli finanziari derivanti dal contratto di

pubblica illuminazione sia a breve che a medio – lungo termine, è di € 333,5 milioni

contro € 292,7 milioni alla fine del precedente esercizio.

La tabella che segue espone congiuntamente le consistenze scaturenti dai rapporti

intrattenuti con Roma Capitale dal Gruppo ACEA, sia per quanto riguarda l’esposizione

creditoria sia per quella debitoria ivi comprese le partite di natura finanziaria.



138

A credito verso Roma Capitale ( € milioni)

30.09.2012 31.12.2011 Variazione

Crediti per utenze 76,5 66,1 10,5

Crediti per lavori 45,0 44,4 0,5

Crediti per servizi 9,8 13,1 (3,3)

Crediti diversi 1,4 1,4 0,0

Totale prestazioni fatturate 132,7 125,0 7,7

Crediti per contributi 14,1 14,1 0,0

Crediti per addizionali 0,0 0,0 0,0

Totale prestazioni richieste 146,8 139,1 7,7

Totale prestazioni da fatturare 19,4 19,5 (0,1)

Anticipi 2,1 0,0 2,1

Nuovo regolamento cavi stradali 1,1 1,4 (0,4)

Crediti per Equitalia 0,5 0,0 0,5

Totale Crediti commerciali 169,9 160,1 9,8

Crediti finanziari verso il Comune di Roma 140,7 114,7 26,0

Totale Crediti esigibili entro l'esercizio successivo (A)

310,5 274,7 35,8

A debito verso Roma Capitale ( € milioni)

30.09.2012 31.12.2011 Variazione

Debiti per canoni fognature e depurazione 32,7 32,7 (4,0)

Debiti per addizionali energia elettrica 33,8 52,8 (18.961,3)

Debiti diversi 1,5 1,5 0,0

Nuovo Regolamento Cavi Stradali 1,1 0,8 0,2

Debiti per Cosap 0,4 0,4 0,0

Debiti per affitto sede aziendale 0,0 0,0 0,0

Debiti per canone di Concessione 23,9 24,1 (0,2)

Totale debiti commerciali 93,3 112,3 (19,0)

Debiti finanziari (compresi dividendi) 2,2 16,0 (13,8)

Totale Debiti esigibili entro l'esercizio successivo (B)

95,5 128,3 (32,7)

TOTALE (A) - (B) 215,0 146,4 68,5

Crediti finanziari a medio - lungo termine per Illuminazione Pubblica

22,9 18,0 4,9

Debiti per canone di depurazione e fognatura in contestazione Città del Vaticano

(20,5) (20,5) 0,0

Saldo netto 217,4 144,0 73,5



139

Per quanto riguarda l’andamento del periodo del saldo netto con riferimento alle singole

Società del Gruppo si segnala che:

Capogruppo: + € 178 milioni (+ € 46,4 milioni rispetto al 2011)

ACEA Distribuzione: + 3,1 milioni (- € 1,2 milioni rispetto al 2011)

ACEA Ato2: + € 24,9 milioni (+ € 1,8 milioni rispetto al 2011)

ACEA Energia: + € 11,4 milioni (+ € 26,4 milioni rispetto al 2011).

Nel periodo di riferimento sono state effettuate compensazioni amministrative, per

l’importo complessivo di € 63,6 milioni.

18.c - Crediti verso collegate

Ammontano a € 5,7 milioni (erano € 7,4 milioni al 31 dicembre 2011) e si riferiscono

principalmente ai crediti verso Marco Polo per € 1,1 milioni (+ € 0,2 milioni), Agua de San

Pedro per € 1 milione (- € 0,2 milioni) e Sienergia per € 0,6 milioni.

Completano il saldo i crediti vantati dalle società collegate di Crea Gestioni per € 1,8

milioni (+ € 0,2 mila) e i crediti di SAO per € 0,3 milioni.

18.d - Crediti verso controllate

Ammontano a € 26,3 milioni (€ 37,9 milioni del 31 dicembre 2011) e risultano diminuiti

di € 11,6 milioni. Si riferiscono a crediti vantati nei confronti delle società consolidate con

il metodo proporzionale. In particolare la voce comprende sostanzialmente i crediti iscritti

(i) in Acea Energia verso le sue controllate per € 20,8 milioni (- € 11,5 milioni), (ii) in

Sarnese Vesuviano verso GORI per € 4,3 milioni (- € 0,1 milioni) e (iii) in ACEA per € 0,9

milioni (- € 0,2 milioni).

19. Rimanenze - € 57,8 milioni

Il saldo di tale voce si riduce di € 8,3 milioni per effetto della contrazione delle attività di

ARSE nel campo fotovoltaico sia con riferimento alla realizzazione degli impianti in

proprietà che a quelle di EPC a favore di terzi. ARSE infatti registra una riduzione dello

stock di € 12,5 milioni. Nella tabella che segue si riepilogano le variazioni per area

industriale:



140


Reti 35,4 47,4 (11,9)

Energia 2,8 2,9 (0,2)

Idrico 16,5 13,0 3,5

Ambiente 3,1 2,8 0,3

Totale Rimanenze 57,8 66,1 (8,3)

20. Altre attività correnti - € 234,2 milioni


assolute Variazioni

%

Crediti verso altri 136,8 179,3 (42,6) (23,7%)

Ratei e risconti attivi 19,6 9,5 10,1 106,8%

Crediti per derivati su commodities 0,3 0,7 (0,5) (64,4%)

Crediti tributari 77,6 57,1 20,5 36,0%

Totale Altri crediti e attività correnti 234,2 246,6 (12,4) (5,0%)

20.a - Crediti verso altri

Si attestano a € 136,8 e rispetto al 31 dicembre 2011 (erano 179,3 milioni) decrescono

di € 42,6 milioni. Tale riduzione recepisce la riclassifica (- € 25,3 milioni) di parte dei

crediti di ACEA Ato5 iscritti nel 2011 verso l’Autorità d’Ambito a fronte della definizione

da parte del Commissario ad acta dei costi operativi ammessi e non ammessi a revisione;

l’ammontare rimasto sulla voce in commento ammonta a € 32,7 milioni ed afferisce ai

costi operativi non sanabili in sede di revisione tariffaria a carico degli utenti.

Concorrono altresì alla riduzione dei crediti verso altri l’anticipo versato a GSE da ACEA

Distribuzione a fronte del corrispettivo per “componente A3” di competenza agosto 2011

(- € 21,7 milioni) e l’anticipo versato da ACEA a dicembre 2011 per l’acquisto della Sede

( - € 11 milioni) entrambi compensati nel primo semestre 2012 con i debiti maturati.

Di seguito si analizzano le principali voci che contribuiscono allo stock al 30 settembre

2012:

€ 32,7 milioni in ACEA Ato5 si riferiscono ai “crediti verso l’Autorità d’Ambito” relativi

ai costi operativi non sanabili in sede di revisione. Tale voce è stata oggetto di

riallocazione per € 25,3 milioni in conseguenza della pubblicazione del documento

F129 del Commissario ad acta in data 21 giugno 2012,

€ 32,1 milioni in ACEA Distribuzione rappresenta la quota di crediti relativi alla

perequazione specifica aziendale degli anni 2011 e 2012 vantata nei confronti di



141

Cassa Conguaglio; si ricorda che nel primo semestre del 2012 ACEA Distribuzione ha

incassato il credito residuo di perequazione specifica aziendale 2009 (€ 1,5 milioni) e

il credito residuo di perequazione specifica aziendale 2010 (€ 2,2 milioni),

€ 13,2 milioni per crediti verso Cassa Conguaglio di ACEA Distribuzione relativi al

raggiungimento degli obiettivi di efficienza energetica assegnati,

€ 10,3 milioni iscritti da ACEA nel 2010 in conseguenza della cessione dell’immobile

che accoglie il parco auto della Società. L’importo rappresenta il saldo del prezzo della

citata cessione che il cessionario avrebbe dovuto versare entro il 31 dicembre 2011:

sono state avviate le azioni giudiziarie volte al recupero del credito,

€ 9,4 milioni relativi ai crediti della controllata Gori di cui € 7,1 mila verso i comuni

dell’ATO per fondi ex articolo 14 Legge 36/1994,

€ 5,6 milioni afferenti i contributi regionali ricevuti ma non ancora incassati, in

particolare da ACEA Ato2 (€ 1,6 milioni), Umbra Acque (€ 2,7 milioni) e Acquedotto

del Fiora (€ 0,8 milioni),

€ 4,6 milioni derivanti dall’effetto del rientro del Ramo d’azienda affittato a Marco Polo

a tutto il 31 dicembre 2011; il valore rispecchia le risultanze dell’attivo e del passivo,

comprensivo dei debiti verso il personale reintegrato, del bilancio dell’esercizio 2011

della Società certificato,

€ 4,4 milioni in ACEA Distribuzione rappresenta la quota di crediti relativi alla

perequazione specifica aziendale che sono stati ceduti pro-solvendo,

€ 3,3 milioni in Acea Produzione derivanti dall’operazione di Scioglimento della Joint

Venture con GDF Suez Italia,

€ 3,3 milioni a crediti verso istituti previdenziali diversi per somme corrisposte come

anticipazioni sui versamenti da effettuarsi,

€ 3,3 milioni in ACEA Distribuzione per crediti verso la pubblica amministrazione

pignorati dalla Gerit a seguito di procedimenti in fase di definizione,

€ 2,7 milioni in ACEA per crediti verso Equitalia Gerit che si riferiscono agli incassi

derivanti dalle amministrazioni pubbliche pignorati ai sensi dell’art. 48-bis del D.P.R

29 settembre 1973 n. 602. Tali incassi sono stati utilizzati per estinguere una cartella

di pagamento relativa all’addebito di presunti minori versamenti di Iva a carico del

consolidato di ACEA: contro tale cartella è stato presentato ricorso presso la

Commissione Tributaria Provinciale di Roma che è ancora pendente essendo in corso

l’attività tecnica affidata al CTU. ACEA ritiene che ci siano buoni margini di ottenere il

rimborso di quanto pignorato,

€ 2,8 milioni relativi ad anticipi corrisposti a fornitori e depositi cauzionali.



142

20.b - Ratei e Risconti attivi

Ammontano a € 19,6 milioni (€ 9,5 milioni al 31 dicembre 2011) e si riferiscono

principalmente a canoni demaniali, canoni di locazione e assicurazioni.

La variazione risulta positiva (€ 10,1 milioni) ed è imputabile ad ACEA Ato2 (+ € 7,3

milioni), ad ACEA Distribuzione (+ € 1 milioni), alla Capogruppo (+ € 0,7 milioni) e ad

Acea Produzione (+ € 0,5 milioni).

20.c - Crediti per derivati su commodities

Il valore del fair value dei contratti su commodities al 30 settembre 2012 è pari a € 0,3

milioni ed è riferito alla Società Acea Energia Holding (- € 0,5 milioni rispetto al 31

dicembre 2011).

20.d - Crediti tributari

Ammontano a € 77,6 milioni (+ € 20,5 milioni) e comprendono i crediti per IVA non

oggetto di richieste di rimborso verso l’Erario per € 21,2 milioni e crediti per IRAP e IRES

complessivamente pari a € 43,6 milioni.

21. Debiti correnti - € 1.235 milioni

€ milioni 30.09.2012 31.12.2011 Variazioni Variazioni

%

Debiti verso fornitori terzi 1.101,8 1.185,0 (83,2) (7,0%)

Debiti verso controllante Roma Capitale 113,8 132,8 (19,0) (14,3%)

Debiti verso controllate 2,3 4,9 (2,6) (53,5%)

Debiti verso collegate 17,2 22,1 (4,9) (22,2%)

TOTALE 1.235,0 1.344,8 (109,7) (8,2%)

21.a - Debiti verso fornitori terzi

I debiti verso fornitori ammontano a € 1.101,8 milioni (al 31 dicembre 2011 erano pari a

€ 1.185 milioni).

La tabella di seguito illustra la composizione per aree industriali:



143

€/milioni 30.09.2012 31.12.2011 Variazione

Reti 292,6 285,6 7,0

Energia 320,6 430,0 (109,4)

Idrico 360,2 364,5 (4,3)

Ambiente 53,2 36,2 17,0

ACEA 75,1 68,6 6,5

Debiti verso fornitori terzi 1.101,8 1.185,0 (83,2)

La variazione complessiva, pari a - € 83,2 milioni, è data da fenomeni di segno opposto

come di seguito evidenziato:

Reti: crescono di € 7 milioni, principalmente attribuibili all’effetto netto tra

l’incremento dei debiti registrato da ACEA Distribuzione per € 37,8 milioni,

parzialmente compensato dalla riduzione di quelli di ARSE per € 31,1 milioni,

Energia: il decremento di € 109,4 milioni è dato dalla riduzione dei debiti di Acea

Energia (- € 232 milioni) parzialmente mitigato dall’aumento registrato da Acea

Energia Holding (+ € 113,1 milioni); la variazione è determinata dalla riduzione

del fabbisogno di energia elettrica e di gas oggetto di cessione ai clienti. Acea

Produzione incrementa lo stock di debiti per € 7,8 milioni,

Idrico: si riducono di € 4,3 milioni rispetto al 31 dicembre 2011. La variazione è

prevalentemente attribuibile alle Società dell’area Lazio – Campania (- € 4,7

milioni), in particolare si segnala ACEA Ato2, (- € 9,4 milioni) e GORI (+ € 5,1

milioni),

Ambiente: l’aumento di € 17 milioni è imputabile essenzialmente ai debiti verso

fornitori maturati da ARIA verso gli appaltatori che stanno svolgendo le attività di

revamping dell’impianto termovalorizzatore di Terni ed alla prima linea di quello di

San Vittore del Lazio,

Capogruppo ACEA: registra un aumento di € 6,5 milioni rispetto alla fine

dell’esercizio 2011, di cui € 2,3 milioni afferenti i debiti verso fornitori risultanti dal

ramo d’azienda affittato a Marco Polo, il cui contratto è scaduto con decorrenza 1

gennaio 2012.

21.b - Debiti verso Controllante Roma Capitale

Ammontano ad € 113,8 milioni per i quali si rimanda a quanto già commentato nella nota

n. 18.b del presente documento.



144

21.c - Debiti verso imprese controllate

I debiti verso controllate ammontano a € 2,3 milioni e includono principalmente i debiti di

Acque verso le sue Controllate.

21.d - Debiti verso imprese collegate

Comprendono essenzialmente i debiti verso Marco Polo per i servizi di pulizia e

manutenzione fabbricati svolti in esercizi precedenti per ACEA (€ 3,8 milioni), ACEA Ato5

(€ 1,4 milioni), ACEA Distribuzione (€ 1 milione), ARIA (€ 0,6 milioni) e Laboratori (€ 0,1

milioni); sono altresì compresi debiti verso la collegata Citelum Napoli Pubblica

Illuminazione (€ 4,9 milioni). Rispetto al 31 dicembre 2011 si registra una riduzione di €

4,9 milioni e si riferisce ai minori debiti verso la collegata Marco Polo per effetto della

scadenza alla fine del precedente esercizio del ramo di azienda affittato da ACEA.

22. Altre passività correnti - € 434 milioni

Registrano una crescita di € 45,3 milioni (pari all’11,7%). Nella tabella che segue si

evidenziano le principali voci che compongono tale saldo nonché la variazione rispetto al

31 dicembre 2011.

€ milioni 30.09.2012 31.12.2011 Variazione Variazioni

%

Debiti tributari 149,6 102,2 47,4 46,3%

Altre passività correnti 262,4 254,0 8,4 3,3%

Ratei/risconti passivi 1,7 4,6 (2,9) (62,5%)

Debiti verso Istituti di previdenza e sicurezza sociale 11,1 20,1 (9,0) (44,6%)

Debiti verso utenti per restituzione vincoli tariffari 4,6 4,5 0,1 1,9%

Debiti per derivati su commodities 4,6 3,2 1,4 42,6%

TOTALE 434,0 388,7 45,3 11,7%

22.a - Debiti tributari

Ammontano a € 149,6 milioni (€ 102,2 milioni al 31 dicembre 2011) ed accolgono il

carico fiscale del periodo relativamente all’IRES e IRAP per € 80,9 milioni e all’IVA per €

49,8 milioni. La restante parte comprende per € 9,5 milioni e per € 3 milioni i residui

debiti per accertamento con adesione rateizzato rispettivamente di ACEA ed Acea

Energia. Completano il saldo i debiti per imposte dirette delle altre società.



145

22.b - Altre Passività correnti e ratei e risconti passivi

Ammontano a € 264,1 milioni e crescono di € 5,5 milioni rispetto a € 258,6 milioni del 31

dicembre 2011. La voce è composta essenzialmente da:

debiti verso Comuni diversi per € 108,4 milioni. Si precisa che il saldo comprende

€ 70,2 milioni relativi ai canoni di concessione di: (i) ACEA Ato2 (€ 21,1 milioni),

(ii) ACEA Ato5 (€ 23,8 milioni), (iii) Publiacqua (€ 14,7 milioni) verso i Comuni

dei rispettivi ambiti e (iv) GORI (€ 9,6 milioni) comprensivi dei debiti verso

comuni per mutui SII e dei debiti verso l’Ente d’Ambito per il canone di

concessione. La restante parte, pari a € 38,1 milioni, è essenzialmente

rappresentata da debiti verso i Comuni per depurazione, fognatura e

collettamento di GORI (€ 21 milioni), di ACEA Ato2 (€ 7,6 milioni) e Gesesa (€ 2,1

milioni). Il saldo comprende anche l’importo di € 1,7 milioni relativo al debito per

“l’aggio ambientale” che, come disciplinato dall’art. 10 della convenzione ATI4 del

13 agosto 2007, SAO riconosce al Comune di Orvieto ed ai Comuni che formano

l’ATI stesso. Tale importo scaturisce dalla maggiorazione sulla tariffa della

componente “aggio” così come previsto dall’articolo della Convezione medesima,

debiti verso il personale per € 43,8 milioni (+ € 5,4 milioni),

stock di incassi da utenti per € 26,6 milioni (+ € 4,2 milioni). Trattasi di incassi

per i quali sono in corso le normali verifiche di attribuzione/restituzione,

debiti rateizzati verso Equitalia iscritti principalmente in: ACEA Distribuzione,

ACEA, ACEA Ato2 e GORI per complessivi € 17,4 milioni,

debiti verso Cassa Conguaglio per € 14,2 milioni (- € 26,7 milioni),

debiti verso l’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato per € 8,3 milioni

iscritti dalla Capogruppo, quale sanzione pecuniaria comminata ad ACEA e Suez

Environnement con provvedimento n. 17623 del 22 novembre 2007, in merito a

irregolarità commesse durante le gare per l’aggiudicazione dei servizi idrici in

Toscana svolte nel periodo 2001 – 2004. Tale sanzione fu pagata da ACEA in data

25 febbraio 2008, in data 26 giugno 2008, con sentenza n. 6238, il TAR Lazio

annullava il procedimento dell’Autorità e la somma corrisposta fu restituita ad

ACEA. Il Consiglio di Stato, con sentenza 5067/2012, depositata in data 24

settembre 2012 ha di fatto confermato il provvedimento dell’Autorità n. 17623 del

22 novembre 2007, condannando pertanto ACEA al versamento della sanzione

pecuniaria,

debiti verso la STO in ACEA Ato2 per € 6,9 milioni derivanti da ricavi relativi

all’applicazione del contributo di solidarietà (tali ricavi sono destinati ad un fondo

per le agevolazioni tariffarie alle famiglie disagiate),



146

ratei e risconti correnti per € 1,7 milioni ( - € 2,9 milioni),

debiti per 0,9 milioni, principalmente in ACEA Distribuzione per il risarcimento

della carta dei servizi.

22.c - Debiti verso Istituti di previdenza e sicurezza sociale

Ammontano a € 11,1 milioni (€ 20,1 milioni a dicembre 2011) e sono così ripartiti per

Aree industriali:

€/milioni 30.09.2012 31.12.2011 Variazione

Reti 2,0 5,8 (3,8)

Energia 0,7 1,4 (0,8)

Idrico 6,8 9,7 (2,9)

Ambiente 0,4 0,6 (0,2)

ACEA 1,2 2,6 (1,4)

Debiti verso Istituti di previdenza e sicurezza 11,1 20,1 (9,0)

22.d - Debiti verso utenti per vincoli tariffari

È iscritto in tale voce il debito verso i clienti del mercato tutelato e libero per la

restituzione dei ricavi eccedentari. L’importo complessivo di € 4,6 milioni è relativo ai

ricavi eccedentari 2001 da restituire ai clienti del mercato vincolato. Si precisa che, come

previsto dalla delibera 180/2002 dell’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas, tale debito

non è ancora divenuto certo in quanto l’Autorità non ha ancora emanato il Ct medio per

l’anno 2001 sulla base del quale i distributori potranno quantificare definitivamente il

proprio debito verso i clienti del mercato vincolato. È plausibile ritenere che,

successivamente alla pubblicazione degli elementi necessari per la definizione, alla

restituzione procederà ACEA Energia.

L’applicazione dei ricavi eccedentari è terminata con il secondo ciclo regolatorio.

22.e - Debiti per derivati su commodities

Tale voce ammonta a € 4,6 milioni e rappresenta il fair value di alcuni contratti finanziari

stipulati da Acea Energia Holding.



147

23. Posizione finanziaria netta - € (2.659,5) milioni

L’indebitamento del Gruppo registra, al termine del terzo trimestre 2012, una crescita di

€ 333,7 milioni, passando da € 2.325,8 milioni della fine dell’esercizio 2011 a € 2.659,5

milioni.

La tabella di seguito riportata illustra la composizione delle voci :


Attività (Passività) finanziarie non correnti 1,9 1,9 0,0

Attività (Passività) finanziarie non correnti infragruppo 23,1 18,0 5,1

Debiti e passività finanziarie non correnti (2.428,8) (2.298,9) (129,9)

Posizione finanziaria a medio - lungo termine (2.403,7) (2.279,0) (124,8)

Disponibilità liquide e titoli 86,2 321,1 (234,9)

Indebitamento a breve verso banche (466,5) (448,9) (17,6)

Attività (Passività) finanziarie correnti (24,8) (26,8) 2,0

Attività (Passività) finanziarie correnti infragruppo 149,3 107,7 41,6

Posizione finanziaria a breve termine (255,8) (46,9) (208,9)

Totale posizione finanziaria netta (2.659,5) (2.325,8) (333,7)

L’aumento dell’indebitamento è conseguenza del fabbisogno derivante dalla gestione del

circolante, dagli investimenti effettuati sulla rete di distribuzione elettrica e nel settore

idrico nonché dal versamento del saldo (€ 100 milioni) effettuato dalla Capogruppo per

l’acquisto della sede aziendale.

Per quanto riguarda la componente a medio – lungo termine, si informa che:

la voce attività / (passività) finanziarie non correnti presenta un saldo pari a € 1,9

milioni (in linea rispetto al valore di dicembre 2011), ed accoglie i crediti per oneri di

concessione immobilizzati verso lo Stato (€ 1 milione) ed i crediti IVA richiesti a

rimborso ( € 0,9 milioni),

le attività / (passività) finanziarie infragruppo non correnti infragruppo accolgono i

crediti verso Roma Capitale afferenti gli interventi per l’adeguamento degli impianti

alla sicurezza ed alla normativa e le nuove realizzazioni così come concepite

nell’addendum al contratto di Illuminazione Pubblica. Tale credito si riferisce alla

quota a lungo termine scaturita dall’applicazione del metodo finanziario previsto

dall’IFRIC 12 in materia di Servizi in Concessione e si incrementa di € 5,1 milioni

rispetto al 31 dicembre 2011.



148

i debiti e passività finanziarie non correnti ammontano complessivamente ad €

2.428,8 milioni (€ 2.298,9 milioni al 31 dicembre 2011) e sono composte come

segue:


Obbligazioni 990,3 988,7 1,6

Finanziamenti a medio – lungo termine 1.438,5 1.310,3 128,2

Finanziamenti da terzi a medio – lungo termine 0,0 0,0 0,0

Totale 2.428,8 2.298,9 129,9

Obbligazioni - € 990,3 milioni

Comprendono gli strumenti già esistenti alla fine del precedente esercizio; in particolare:

per € 299,8 milioni al prestito obbligazionario emesso da ACEA nel 2004. Si informa

che la quota di interessi maturata nel periodo è pari a € 10,9 milioni,

per € 511,8 milioni (comprensivo del rateo di interessi maturato) relativi al prestito

obbligazionario emesso da ACEA nel mese di marzo 2010, della durata di 10 anni con

scadenza il 16 marzo 2020. La quota di interessi maturata nel periodo è pari a € 16,9

milioni,

€ 199,7 milioni (€ 176,2 milioni compreso il fair value del derivato di copertura)

derivanti dal Private Placement e relativa copertura. Al 30 settembre 2012, il fair

value dello strumento di copertura è positivo per € 23,5 milioni (- € 11,2 milioni

rispetto al 31 dicembre 2011) ed è allocato in un apposita riserva di patrimonio

netto. In apposita riserva cambio è allocata la differenza di cambio, negativa per €

34,1 milioni, dello strumento coperto calcolato al 30 settembre 2012. La quota

interessi maturata nel periodo è pari € 3,6 milioni,

€ 2,6 milioni relativi all’emissione del prestito obbligazionario emesso dal Consorcio

Agua Azul con durata pari a dodici anni senza rilascio di garanzie da parte dei soci.

Finanziamenti a medio – lungo termine - € 1.438,5 milioni

Alla fine del terzo trimestre registrano una crescita di € 128,2 milioni, rispetto a €

1.310,3 dell’esercizio 2011 e sono composti come segue:

€ 1.407,4 milioni sono i debiti per quote capitale delle rate non ancora rimborsate

alla fine dell’esercizio e scadenti oltre i dodici mesi (nel 2011 € 1.286,7 milioni),

€ 31,0 milioni è il valore dei fair value degli strumenti derivati accesi per coprire il

rischio tasso di interesse e cambio.



149

Nella tabella che segue viene esposta la situazione dell’indebitamento finanziario a medio

– lungo termine, comprensivo delle quote a breve termine, suddiviso per scadenza e per

tipologia di tasso di interesse:

Finanziamenti Bancari: DEBITO

RESIDUO TOTALE

ENTRO IL

30.09.2013

DAL 30.09.2013

AL 30.09.2017

OLTRE IL 30.09.2017

a tasso fisso 389,0 28,8 88,4 271,8

a tasso variabile 846,5 34,4 513,2 298,9

a tasso variabile verso fisso 267,7 1,5 67,1 199,1

Totale 1.503,1 64,7 668,7 769,8

L’incremento è da attribuire principalmente al tiraggio della seconda tranche del

finanziamento contratto dalla Capogruppo di importo pari a € 100 milioni. Tale

finanziamento, contratto nel 2009 per sostenere il piano quadriennale (2008 - 2011) di

investimenti della rete elettrica del Comune di Roma, è stato deliberato dalla BEI in due

tranche di uguale importo. La prima tranche ha le caratteristiche di un prestito

direttamente concesso ad ACEA senza essere assistito da alcuna garanzia bancaria

(“Prestito Diretto”). La seconda tranche ha anch’essa la caratteristica di mutuo concesso

direttamente ad ACEA, ma controgarantito da una primaria banca accettabile per la BEI

(“Prestito Garantito”). Il rimborso avverrà secondo quote capitale costanti semestrali a

partire dal 15 dicembre 2015 fino al 15 dicembre 2026.

Nella tabella seguente sono esposti, per società, i fair value degli strumenti derivati di

copertura confrontati con i valori al 31 dicembre 2011.


Acque (15,1) (10,7) (4,4)

Nuove Acque (1,5) (1,2) (0,3)

Umbra Acque (1,1) (0,8) (0,3)

ACEA (13,3) (10,9) (2,4)

Totale (31,0) (23,5) (7,5)

Acque ha swappato a tasso fisso l’80% del finanziamento sottoscritto a fine 2006. La

società ha sottoscritto due distinti strumenti il fair value dei quali è stimato in € 15,1

(€ 10,7 milioni al 31 dicembre 2011) allocati in apposita riserva del patrimonio netto,



150

Nuove Acque ha swappato a tasso fisso il Project financing sottoscritto nel 2005

relativamente alla linea base e revolving. La durata dello swap va dal 15 marzo 2005

al 15 settembre 2021 con un tasso fisso pari al 4,115%. Il valore al 30 settembre

2012 ammonta ad € 1,5 milioni ed è allocato in apposita riserva di patrimonio netto,

ACEA che ha swappato a tasso fisso il finanziamento sottoscritto il 27 dicembre 2007

di € 100 milioni. Lo swap è stato stipulato il 24 aprile 2008 con decorrenza 31 marzo

2008 (data del tiraggio del sottostante) e scade il 21 dicembre 2021. Il fair value di

tale strumento è negativo per € 13,3 milioni (€ 10,9 milioni al 31 dicembre 2011)

allocati in apposita riserva di patrimonio netto,

Umbra Acque: che ha swappato a tasso fisso. Il fair value di tale strumento è

negativo per € 1,1 milioni allocati nella gestione finanziaria del conto economico.

Per le condizioni dei finanziamenti a medio – lungo termine nonché dei prestiti

obbligazionari si rinvia a quanto illustrato nel Bilancio Consolidato 2011 e nel Bilancio

Consolidato Semestrale Abbreviato 2012.

La componente a breve termine contribuisce all’aumento dell’indebitamento finanziario

netto per € 255,8 milioni. Rispetto al 31 dicembre 2011 la variazione di € 208,9 milioni è

imputabile principalmente alla riduzione delle disponibilità liquide e dell’indebitamento a

breve verso le banche (complessivamente - € 252,5 milioni).

Nella tabella a seguire è illustrata la composizione delle disponibilità liquide per Aree

Industriali:


Reti 0,5 0,3 0,2

Energia 0,9 0,4 0,5

Idrico 39,9 34,5 5,4


ACEA 42,8 284,2 (241,4)

Disponibilità liquide 86,1 321,0 (234,9)

La variazione in diminuzione è determinata principalmente dalla Capogruppo (- € 241,4

milioni); fra gli eventi di maggior rilievo intervenuti nel periodo si ricorda l’acquisto della

sede aziendale, avvenuto nel mese di gennaio 2012, il pagamento a GDF Suez Energia



151

Italia, in data 3 agosto 2012, di € 44 milioni a fronte di fornitura di energia elettrica

maturato a tutto il 31 dicembre 2011 nonché il pagamento a favore di dipendenti esodati

nel corso del periodo.

Si segnala, inoltre, una crescita nell’Area Idrico per € 5,4 milioni.

L’indebitamento verso banche a breve è pari a € 466,5 milioni con la seguente

composizione:


Debiti finanziari v/banche 401,8 374,5 27,3

Quota corrente Mutui 64,7 74,4 (9,7)

Indebitamento a breve verso banche 466,5 448,9 17,6

Di seguito la composizione per Area Industriale:


Reti 25,0 36,6 (11,6)

Energia 7,5 13,0 (5,6)

Idrico 65,5 92,4 (26,9)

Ambiente 10,3 9,7 0,6

ACEA 358,3 297,2 61,1

Indebitamento a breve verso banche 466,5 448,9 17,6

Al termine del terzo trimestre 2012, si registra un andamento crescente dei debiti verso

banche sul breve termine complessivamente pari a € 17,6 milioni. Tale effetto discende

da fenomeni di segno opposto: da un lato la riduzione dell’esposizione debitoria dell’Area

Reti (- € 11,6 milioni) attribuibile al pagamento, a fine luglio, della rata interessi su

mutui, la diminuzione dell’indebitamento verso le banche delle società dell’Area Idrico,

con particolare riferimento ad Acquedotto del Fiora, per la proroga della scadenza del

finanziamento (settembre 2013) e, di contro, dalla crescita dell’esposizione debitoria

della Capogruppo dovuto al maggior fabbisogno intervenuto nel corso del periodo (+ €

61,1 milioni).

Si informa che al 30 settembre 2012 la Capogruppo dispone di linee di credito

uncommitted e committed rispettivamente per € 1.135,4 milioni e € 695 milioni nonché

di scoperti di conto corrente utilizzati per € 65,1 milioni. Per l’ottenimento di tali linee non



152

sono state rilasciate garanzie.

Le linee uncommitted risultano utilizzate per € 309,1 milioni al 30 settembre 2012.

Le linee committed, utilizzate per € 145 milioni, sono di tipo revolving ed hanno durata

contrattuale triennale dalla sottoscrizione; la disponibilità di tali linee scade (i) per € 100

milioni nel 2012, (ii) per € 245 milioni entro il primo semestre 2013, (iii) per € 150

milioni nel 2014 e (iv) per i restanti € 200 milioni fra il 2015 e il 2016.

Nel corso del mese di ottobre ACEA ha ottenuto dal sistema bancario ulteriori linee

committed per € 250 milioni,

Le attività e passività finanziarie correnti registrano un saldo alla fine del periodo di

osservazione che incrementa l’indebitamento di € 24,8 milioni (€ 26,8 milioni al 31

dicembre 2011). La diminuzione di € 2,0 milioni discende da un lato dalla riduzione

dell’esposizione verso i factor per crediti ceduti delle Società dell’Area Energia (€ 16,3

milioni), parzialmente compensata dalla crescita di quella delle Società dell’Area Idrico (€

13,6 milioni).

Di seguito la composizione e le variazioni per Area Industriale.


Reti 6,7 4,4 2,3

Energia (33,4) (49,6) 16,3

Idrico (22,5) (8,8) (13,6)


ACEA 24,3 27,3 (3,0)

Attività/(Passività) finanziarie correnti (24,8) (26,8) 2,0

Le attività e passività finanziarie correnti infragruppo riducono l’indebitamento di €

149,3 milioni e comprendono i crediti finanziari verso Roma Capitale (€ 140,7 milioni).


Attività finanziarie correnti verso controllate 5,1 3,6 1,5

Attività finanziarie correnti verso collegate 5,8 5,4 0,3

Crediti finanziari verso Roma Capitale 140,7 114,7 26,0

Debiti finanziari verso Roma Capitale (2,2) (16,0) 13,8

Attività (Passività) finanziarie correnti infragruppo

149,3 107,7 41,6

La variazione complessiva di € 41,6 milioni, discende dall’effetto combinato (i) della



153

riduzione dei debiti per dividendi verso Roma Capitale di € 13,8 milioni, in seguito ad una

compensazione effettuata in data 29 febbraio 2012, (ii) dell’aumento dei crediti finanziari

verso Roma Capitale (+ € 26 milioni) e (iii) della crescita dei crediti delle società

dell’Area Idrico per dividendi (+ € 1,5 milioni).

24. Patrimonio netto – € 1.354,3 milioni

Le variazioni intervenute nel corso del periodo pari a € 46,4 milioni, sono analiticamente

illustrate nell’apposita tabella.

La variazione, al netto dell’utile di periodo (pari a € 59,7 milioni), deriva essenzialmente

dalla movimentazione della riserva cash flow hedge relativa agli strumenti finanziari per -

€ 13 milioni e per - € 1,1 milioni da quella relativa alla valutazione al Fair value dei

contratti derivati di Acea Energia Holding.

Fatti di rilievo intervenuti nel periodo


154


Acquisto della Sede

Il 23 gennaio 2012 è stato perfezionato l’atto di compravendita della sede di Piazzale

Ostiense cogliendo l’opportunità offerta dalla dismissione effettuata da Beni Stabili

esercitando il diritto di prelazione previsto nel contratto di locazione. Il prezzo di acquisto

ammonta a € 110 milioni.

Approvazione Piano Industriale del Gruppo ACEA 2012 - 2016

Il 22 febbraio 2012 il Consiglio di Amministrazione di ACEA S.p.A. ha approvato il Piano

Industriale del Gruppo relativo al periodo 2012-2016.

Il Piano Strategico - Industriale 2012-2016 è stato realizzato attraverso la definizione di

concreti e realistici obiettivi che generano crescita di valore per gli azionisti. Il business

plan descrive le linee strategiche e gli obiettivi prefissati per il prossimo quinquennio:

crescita organica in tutti i settori di attività, con particolare focalizzazione sulle attività

regolamentate che generano attualmente circa l’80% dell’EBITDA consolidato; forte

commitment orientato all’efficienza operativa ed organizzativa, nonché al miglioramento

della qualità dei servizi; consolidamento del Gruppo come realtà efficiente e al servizio

del territorio, con una forte attenzione alla sostenibilità e alla valorizzazione delle

opportunità di espansione.

Il Corporate Strategy di ACEA, attraverso una adeguata pianificazione strategica attenta

ad indirizzare al meglio le risorse e a prevedere e gestire i futuri cambiamenti del settore,

ha orientato lo sviluppo del Gruppo nelle seguenti principali linee strategiche:

implementazione di progetti già avviati nell’area Ambiente e sviluppo di nuove

iniziative con particolare focus alla Regione Lazio, anche al fine di superare

l’imminente emergenza rifiuti;

focus sull’efficienza energetica volta alla riduzione dei consumi di energia e sullo

sviluppo di nuove tecnologie (smart grid, batterie di accumulo, ...);

potenziale partnership con l’aggiudicatario del servizio di gestione della

distribuzione del gas nella città di Roma;

rafforzamento della “relazione con il cliente”, con strumenti di “customer

satisfaction & loyalty” per migliorare il servizio offerto, anche valutando

partnership con operatori specializzati in ottica di outsourcing selettivo;

rafforzamento della posizione di leadership nel settore idrico in Italia e

dell’eccellenza operativa nell’attività di distribuzione elettrica;



155

“copertura” della vendita retail attraverso accordi e/o valutazioni di opportunità

che il mercato italiano potrà offrire nell’up-stream energetico

Determinazione tariffa 2012 ACEA Ato5

In data 8 marzo 2012, a seguito di risposta affermativa contenuta nell’ordinanza

collegiale del 13 febbraio 2012 il Commissario ad acta ha firmato un decreto avente ad

oggetto “Determinazione della tariffa del servizio idrico integrato applicabile per l’anno

2012 nell’ATO 5 Lazio Meridionale – Frosinone” che è stato notificato alla Società in data

9 marzo 2012.

Il Commissario ad acta ha ricostruito l’andamento della curva tariffaria dal 2003 al 2012

a valori correnti, applicando ai valori di TRM previsti nel Piano d’ambito originario il

fattore inflattivo cumulato relativo a ciascun anno di effettiva gestione.

Conseguentemente la TRM per il 2012 è stata individuata dal Commissario, sulla base del

Piano d’ambito originario, in 1,359 €/mc al fine di far fronte in tempi rapidi ad una

condizione di squilibrio economico – finanziario del servizio, causato dal mancato

aggiornamento della tariffa in base all’andamento dell’inflazione e alle previsioni del piano

di ambito e della convenzione di gestione.

Accordo ACEA – ENEL: Auto elettriche

E’ stato siglato in data 3 aprile 2012 un protocollo d’intesa tra ACEA, Enel e Comune di

Roma per l’installazione di .200 colonnine per la ricarica degli autoveicoli elettrici,

promuovendone in tal modo lo sviluppo, in questo momento di caro benzina che

caratterizza il Paese.

I nuovi distributori (100 installati da ACEA e 100 da Enel) si aggiungono alle 102

colonnine pubbliche già installate sul territorio (42 di Atac, gratuite, e 59 di Enel, a

tariffa). Una volta che l’installazione delle nuove 200 colonnine sarà ultimata, Roma

raggiungerà quota 300 colonnine: “Il numero più alto in Italia e tra i maggiori in Europa”.

ARIA - Incentivi CIP6/92

Il 16 aprile è stata sottoscritta tra ARIA e GSE la Convenzione che regola il ritiro

dell’energia della seconda e terza linea dell’impianto di San Vittore del Lazio.

La Convenzione ha decorrenza a partire dal 20 aprile 2011 e fino al 19 aprile 2019.

Approvazione tariffa ATO2

Il 17 aprile 2012 la Conferenza dei Sindaci ha approvato la nuova tariffa media del

periodo 2012 – 2032 con particolare riferimento a:



156

a) il mancato riconoscimento della remunerazione del 7% del capitale investito sugli

investimenti inseriti in tariffa successivamente all’esito referendario con il

riconoscimento del solo ammortamento: a tal proposito l’ammontare previsto

dalla deliberazione di revisione tariffaria fissa è pari a € 440 milioni,

b) il parametro MALL: è stato deciso che l’ammontare delle penali determinate

applicando il parametro ai costi operativi sia destinato ad investimenti riguardanti

l’eliminazione degli scarichi fognari non a norma e per l’adeguamento dei

depuratori alla normativa vigente: tali investimenti sono stati determinati in

complessivi € 21 milioni e saranno completamente a carico del Gestore senza

alcun riconoscimento nella tariffa del S.I.I,

c) i conguagli tariffari: risultano coperti dalla deliberazione i conguagli iscritti al 31

dicembre 2011.

Per maggiori dettagli si rimanda alla situazione relativa all’andamento dell’Area.

TAR Regione Campania - GORI

Il 18 aprile 2012 è stata depositata la sentenza del TAR Campania che ha accolto il

ricorso presentato, dal Comitato per l’acqua pubblica, alcune associazioni di consumatori

ed il comune di Visciano, per l’annullamento della delibera dell’Assemblea dell’Ente

Sarnese – Vesuviano n. 5 del 2 agosto 2011 nella parte in cui ha approvato l’aumento

delle tariffe del S.I.I.. In particolare le questioni sottoposte dai ricorrenti all’esame del

TAR possono riassumersi come di seguito riportato:

a) approvazione della deliberazione a maggioranza semplice anziché qualificata: il

tribunale ha accolto il punto,

b) impossibilità di far retroagire l’efficacia dell’aumento tariffario al 1° gennaio 2011:

il tribunale ha respinto il punto in quanto la retroattività è ammissibile a

determinate condizioni in corso di esercizio,

c) mancata indicazione delle ragioni sulla base delle quali è stato determinato

l’aumento tariffario approvato con delibera n. 5 del 2 agosto 2011: il TAR ha

accolto tale motivo di ricorso.

Sia l’Ente che GORI hanno provveduto ad impugnare la predetta sentenza n. 1809 del

2012 con ricorso in appello innanzi il Consiglio di Stato, chiedendo altresì l’adozione di

un’ordinanza cautelare di sospensione degli effetti della sentenza fino alla decisione finale

nel merito.

Il Consiglio di Stato ha sospeso gli effetti della sentenza del TAR Campania nell’udienza

tenutasi alla fine del mese di giugno ed ha fissato la discussione del merito al 18

dicembre 2012.



157

Istruttoria Antitrust su acquisto Publiacqua

Il 24 settembre 2012 è stata depositata la sentenza del Consiglio di Stato al quale è stato

presentato appello da parte dell’Autorità Garante per la Concorrenza ed il Mercato

(AGCM) contro la decisione del TAR che aveva annullato il provvedimento dell’AGCM di

condanna di ACEA (e di Suez Environnement) al pagamento di una sanzione di € 8,3

milioni (e di € 3 milioni).

Il Consiglio di Stato ha annullato la sentenza del TAR, al quale ACEA aveva fatto ricorso,

e respinge il ricorso incidentale presentato da ACEA.

La multa di € 8,3 milioni dovrà essere versata da ACEA nel mese di novembre 2012.

Rating

Il 7 marzo 2012 Fitch comunica di aver ridotto il rating a lungo termine di ACEA da “A”

ad “A-”, con outlook negativo.

Tale modifica è imputabile, tra l’altro, alle seguenti ragioni: l’attuale incertezza

regolatoria del settore idrico; il nuovo “profilo di business” nell’Area Energia, meno

bilanciato tra produzione e vendita di energia; l’incertezza legata alla futura politica dei

dividendi, ed il downgrade subito dall’Italia. Per quanto riguarda l’Area Ambiente, nella

quale ACEA prevede uno sviluppo rilevante, l’Agenzia evidenzia un quadro regolatorio

non ancora stabile. L’outlook negativo riflette le aspettative di Fitch relativamente ad un

quadro economico generale particolarmente difficile.

Il 16 marzo 2012 Standard & Poor’s comunica di aver ridotto il rating a lungo termine di

ACEA da “A-“ a “BBB+“.

La modifica del giudizio di merito, secondo l’Agenzia, è imputabile essenzialmente alle

avverse condizioni di mercato e alle conseguenti maggiori future difficoltà ad incassare i

crediti emessi – soprattutto relativi alla Pubblica Amministrazione – che potrebbero

causare un aumento del capitale circolante e della posizione finanziaria netta della

Società.

L’outlook viene confermato “negativo”, in considerazione: (i) di una possibile ulteriore

revisione del rating legata all’eventuale downgrade di Roma Capitale e ad una possibile

negativa evoluzione della normativa nel settore idrico; (ii) della previsione di un livello di

debito che resterà elevato a causa delle potenziali sfavorevoli dinamiche del circolante in

un contesto macroeconomico particolarmente difficile.

L’Agenzia giudica comunque “solido” il profilo business della Società ed “adeguata” la

struttura finanziaria.



158

Il 16 luglio 2012, Moody’s comunica di aver ridotto il rating a lungo termine di ACEA da

“Baa1“ a “Baa2“. La modifica del giudizio di merito fa seguito alla revisione al ribasso del

rating sul debito sovrano della Repubblica Italiana, disposta dalla stessa Agenzia.

Fatti di rilievo intervenuti successivamente alla chiusura del periodo


159

Fatti di rilievo intervenuti successivamente alla chiusura del

periodo

Provvedimenti tariffari 2012 - GORI

In data 27 ottobre 2012, l’Assemblea dell’Ente d’Ambito ha approvato le proposte

formulate dalla dal Consiglio di Amministrazione del medesimo Ente nella seduta del 12

ottobre. Le decisioni assunte riguardano:

il nuovo regime tariffario per l’anno 2012 che prevede un livello di ricavi annui

pari a € 127,3 milioni (quota Gruppo € 47,2 milioni),

l’istruttoria della determinazione dei conguagli tariffari iscritti da GORI con

riferimento agli esercizi 2003-2011; tale istruttoria ha comportato (i) il

riconoscimento dei crediti per conguagli tariffari, fino all’esercizio 2008, nella

misura corrispondente a quanto già iscritto nei relativi bilanci (complessivamente

€ 75,4 milioni di cui quota Gruppo € 27,9 milioni) e (ii) il riconoscimento, per gli

anni 2009, 2010 e 2011, di un ammontare pari a € 73,5 milioni (quota Gruppo €

27,2 milioni) tenuto conto dell’annullamento da parte del TAR della tariffa 2011

approvata dall’Assemblea dell’Ente in data 2 agosto 2011. Complessivamente,

quindi, i conguagli tariffari del periodo 2003 – 2011 sono stati accertati

dall’Assemblea dell’Ente in € 148,9 milioni (quota Gruppo € 55,2 milioni) maggiori

di € 13,1 milioni (quota Gruppo € 4,9 milioni) rispetto all’importo iscritto a tutto il

31 dicembre 2011,

l’approvazione dello schema di accordo con la Regione Campania volto alla

normalizzazione dei rapporti relativi ai servizi di fornitura di acqua all’ingrosso e di

collettamento e depurazione delle acque reflue effettuati attraverso impianti in

gestione regionale.

Rating

Il 30 ottobre 2012 Moody’s conferma il rating a lungo termine di ACEA pari a “Baa2“,

con outlook negativo. Con tale decisione, l’Agenzia conclude il processo di revisione del

giudizio di merito iniziato lo scorso 16 luglio.

La conferma del rating, secondo Moody’s, riflette l’impegno e gli sforzi della Società tesi

al rafforzamento della struttura finanziaria e al miglioramento del capitale circolante,

mediante: la realizzazione di misure volte al superamento delle difficoltà ad incassare i

crediti emessi – soprattutto verso la Pubblica Amministrazione – in un contesto

macroeconomico particolarmente difficile; la soluzione dei problemi derivanti

dall’implementazione di un nuovo sistema informativo nell’area Energia.

Fatti di rilievo intervenuti successivamente alla chiusura del periodo


160

Il 31 ottobre 2012 Standard & Poor’s comunica di aver ridotto il rating a lungo termine

di ACEA da “BBB+“ a “BBB-”, con outlook negativo.

Secondo l’Agenzia, la revisione del giudizio di merito riflette principalmente il livello di

indebitamento e l’aumento del capitale circolante determinato anche dalle attuali

difficoltà ad incassare i crediti emessi, in un contesto economico e finanziario

particolarmente complesso.

Evoluzione prevedibile della gestione e della situazione finanziaria


161


I risultati raggiunti dal Gruppo Acea in questi primi nove mesi del 2012 sono lievemente

inferiori agli obiettivi indicati nel Piano Industriale del Gruppo relativo al periodo 2012 –

2016 approvato dal Consiglio di Amministrazione di ACEA S.p.A. lo scorso 22 febbraio

2012.

Per quanto attiene alla gestione delle reti, il 2012 presenta alcuni elementi di

indeterminatezza legati da un lato alla provvisorietà della tariffa per impresa, pur mitigati

a seguito della pubblicazione della delibera 157/2012 dell’AEEG del 26 Aprile che ha di

fatto approvato la tariffa di riferimento di ACEA Distribuzione, e, dall’altro, dalle difficoltà

di contesto operativo per il mantenimento del livello degli indicatori tecnico gestionali. Le

azioni principali da intraprendere continueranno a riguardare, come nel recente passato,

gli investimenti, i processi e l’organizzazione.

Come previsto dal Piano Industriale del Gruppo relativo al periodo 2012 – 2016, è in fase

di valutazione l’ipotesi di una cessione delle attività fotovoltaiche da operarsi entro la fine

dell’anno.

Nel settore della generazione elettrica, si segnala la conclusione dei lavori di

repowering che hanno interessato le centrali idroelettriche di Salisano ed Orte nonché la

prosecuzione dei lavori relativi all’estensione della rete del teleriscaldamento. Tale

progetto ha una durata di almeno tre anni e consentirà una estensione del servizio a

tutto il comprensorio di Mezzocammino nella zona sud di Roma. Il repowering degli

impianti consentirà un incremento della attuale quota di generazione di energia elettrica

prodotta da fonti rinnovabili nonché garantirà la produzione di certificati verdi.

Per quanto riguarda il mercato della vendita energia elettrica sarà sempre più intenso

l’impegno nella gestione del portafoglio clienti e nel suo sviluppo in un contesto di

evoluzione del mercato che, con l’estensione della liberalizzazione anche ai clienti

residenziali, impone un elevato livello di servizio offerto a tale tipologia di clienti.

Obiettivo dei prossimi mesi sarà quello di porre in essere tutte le azioni volte a

contrastare gli effetti della crisi, al consolidamento della quota di mercato raggiunta ad

una attenta gestione e contenimento del circolante nonchè ad una gestione del

portafoglio vendite 2012 in ottica di fidelizzazione clienti con l’intento di consolidare le

quote di mercato attualmente raggiunte. Nei prossimi mesi si proseguirà nelle azioni di

normalizzazione e stabilizzazione dei rapporti amministrativi e commerciali con i clienti.



162

Nel settore dei servizi idrici il Gruppo ha sostanzialmente completato l’acquisizione delle

rimanenti gestioni imponendosi come primo player nazionale. Obiettivo prioritario sarà

nei prossimi mesi la risoluzione delle problematiche di natura tariffaria che attualmente

caratterizzano alcuni ambiti territoriali, nonché l’attuazione delle azioni necessarie al

contenimento del circolante. I risultati del 2012 delle gestioni idriche potranno essere

influenzati dalla novità in materia tariffaria che saranno introdotte dall’AEEG a seguito

dell’assunzione delle funzioni di regolazione del settore.

Con riferimento al settore ambiente, in considerazione dell’attuale situazione in materia

di smaltimento di rifiuti nella Regione Lazio, l’impianto di Paliano sta esercitando una

funzione fondamentale per la continuità di esercizio, a pieno regime, dell’impianto di

termovalorizzazione di San Vittore.

Per quanto attiene alla disciplina economica del servizio di trattamento e smaltimento

rifiuti effettuato dalla società S.A.O. si segnala che il Servizio Gestione Rifiuti, Emissioni

ed AIA della Provincia di Terni conferma il ruolo strategico del polo impiantistico di

Orvieto nel sistema regionale Umbro, anche alla luce dell’intervento di revamping

dell’impianto di trattamento rifiuti da realizzarsi, auspicabilmente, ad inizio del 2014.

Per quanto riguarda le società Kyklos e Solemme, l’obiettivo dei prossimi mesi sarà

quello di proseguire nel consolidamento delle attività svolte, garantendo l’entrata a

regime degli impianti che hanno, nel caso di Kyklos, l’obiettivo di raddoppiare la capacità

di trattamento.

In continuità con gli anni precedenti, il Gruppo ACEA sta proseguendo nella

razionalizzazione dei processi di business ed efficienza operativa con l’obiettivo di

contrastare gli effetti della crisi posizionandosi comunque a fine 2012 in linea con quanto

previsto nel Piano Industriale.

La struttura finanziaria del Gruppo ACEA è per gli anni futuri estremamente solida, in

quanto l’intera posizione debitoria risulta posizionata sul lungo termine con una vita

media di circa 10 anni, coprendo il 100% delle attività fisse almeno fino al 2013. Il debito

è regolato per il 56% a tasso fisso in modo da garantire la protezione dal citato aumento

dei tassi di interesse e da eventuali volatilità finanziarie o creditizie.

ACEA dispone alla data odierna di linee di credito committed e uncommitted per circa €

1,4 miliardi di cui aventi scadenza oltre il 2013 € 650 milioni..



163

I Rating assegnati ad ACEA sul lungo termine dalle tre principali Agenzie di Rating

Internazionali sono i seguenti:

Standard & Poor’s: “BBB-”;

Fitch “A-”

Moody’s “Baa2”

Dichiarazione del Dirigente Preposto


164

Dichiarazione del dirigente preposto alla redazione dei documenti

contabili societari a norma delle disposizioni dell’articolo 154-bis,

2° comma, del D.Lgs. 58/1998

Il dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari Iolanda Papalini

dichiara, ai sensi dell’articolo 154-bis, 2° comma del Testo Unico della Finanza, che

l’informativa contenuta nel presente Resoconto Intermedio di Gestione al 30 settembre

2012 corrisponde alle risultanze documentali, ai libri e alle scritture contabili.

Allegato 1: Società incluse nell’area di consolidamento


165


Denominazione Sede

Capitale

Sociale

Quota di

partecipazione Quota

consolidato

di Gruppo

Metodo di

Consolidamento

ACEA Distribuzione S.p.A. P.le Ostiense, 2 - Roma 345.000.000 100,00% 100,00% Integrale

ACEA Ato2 S.p.A. P.le Ostiense, 2 - Roma 362.834.320 96,46% 100,00% Integrale

Acea Reti e Servizi Energetici

S.p.A. P.le Ostiense, 2 - Roma 300.120.000 100,00% 100,00% Integrale

Acque Blu Arno Basso S.p.A. P.le Ostiense, 2 - Roma 8.000.000 69,00% 100,00% Integrale

Acque Blu Fiorentine S.p.A. P.le Ostiense, 2 - Roma 15.153.400 69,00% 100,00% Integrale

Ombrone S.p.A. P.le Ostiense, 2 - Roma 6.500.000 84,57% 100,00% Integrale

LaboratoRI S.p.A. Via Vitorchiano – Roma 2.444.000 100,00% 100,00% Integrale

ACEA Ato5 S.p.A. Viale Roma -Frosinone 120.000 94,48% 100,00% Integrale

Sarnese Vesuviano S.r.l. P.le Ostiense, 2 - Roma 100.000 95,79% 100,00% Integrale

CREA S.p.A. P.le Ostiense, 2 - Roma 2.678.958 100,00% 100,00% Integrale

Crea Gestioni S.r.l. P.le Ostiense, 2 - Roma 100.000 100,00% 100,00% Integrale

Gesesa S.p.A. Z.I. Pezzapiana -

Benevento 520.632 59,67% 100,00% Integrale

Lunigiana S.p.A. Via Nazionale 173/A – Aulla (MS)

750.000 95,79% 100,00% Integrale

Aguaazul Bogotà S.A. Esp Bogotà- Colombia 1.516.174 51,00% 100,00% Integrale

Acea Dominicana Santo Domingo 644.937 100,00% 100,00% Integrale

ARIA S.p.A. Via g. Bruno 7- Terni 2.224.992 100,00% 100,00% Integrale

S.A.O. S.p.A. Piazza del Commercio n.21

- Orvieto 7.524.400 100,00% 100,00% Integrale

Ecoenergie S.r.l. Via San Francesco d'Assisi

15 C - Paliano (FR) 10.000 90,00% 100,00% Integrale

Aquaser S.r.l. Via dei Sarti, 15 – Volterra

(PI) 3.050.000 84,21% 100,00% Integrale

Kyklos S.r.L Via Ferriere – Nettuno n.

km 15 Aprilia (LT) 500.000 51,00% 100,00% Integrale

Solemme S.p.A.

Località Carboni in

Monterotondo Marittimo

(GR)

761.400 100,00% 100,00% Integrale

Acea8cento S.p.A. P.le Ostiense, 2 - Roma 120.000 100,00% 100,00% Integrale

Acea Gori Servizi Scarl

Via ex Aeroporto s.n.c.

località Area "Consorzio

Sole" - Pomigliano d'Arco

1.000.000 69,82% 100,00% Integrale

Acea Illuminazione Pubblica

S.p.A. P.le Ostiense, 2 - Roma 120.000 100,00% 100,00% Integrale

Acea Produzione S.p.A. P.le Ostiense, 2 - Roma 5.000.000 100,00% 100,00% Integrale

Acea Energia Holding S.p.A. Via dell’Aeronautica, 7 –

Roma 153.500.000 100,00% 100,00% Integrale

Acea Energia S.p.A. P.le Ostiense, 2 - Roma 45.000.000 100,00% 100,00% Integrale

Acea Servizi Acqua S.r.l. P.le Ostiense, 2 - Roma 10.000 70,00% 100,00% Integrale

Acque Blu S.r.l. Via U.Bassi,34 -

Montecatini Terme 10.000 55,00% 100,00% Integrale

Innovazione Sostenibilità Ambientale S.r.l.

Via Ravano K.m. 2,400 - Pontecorvo (FR)

91.800 51,00% 100,00% Integrale



166

Denominazione Sede

Capitale

Sociale

Quota di

partecipazione Quota

consolidato

di Gruppo

Metodo di

Consolidamento

Acque S.p.A. Via Bellatalla,1- Pisa 9.953.116 45,00% 45,00%[1] Proporzionale

Acque Industriali S.r.l. Via Bellatalla,1- Pisa 100.000 100,00% 45,00% Proporzionale

Acque Servizi S.r.l. Via Bellatalla,1- Pisa 400.000 100,00% 45,00% Proporzionale

Consorcio Agua Azul Los Pinos 399 – 27 Lima -

Perù 17.380.827 25,50% 25,50% Proporzionale

Umbria Energy S.p.A. Via B. Capponi, 100- Terni 1.000.000 50,00% 50,00%[2] Proporzionale

Voghera Energia Vendita

S.p.A.

Largo Toscanini, 5 –

Voghera (PV) 250.000 50,00% 50,00%[2] Proporzionale

Elga Sud S.p.A. Via Montegrappa, 6 – Trani 250.000 49,00% 49,00%[2] Proporzionale

Ecogena S.p.A. P.le Ostiense, 2 - Roma 1.000.000 51,00% 51,00%[3] Proporzionale

Ecomed S.r.l. P.le Ostiense, 2 - Roma 50.094 50,00% 50,00% Proporzionale

Publiacqua S.p.A. Via Villamagna 90/c -

Firenze 150.280.000 40,00% 40,00%[4] Proporzionale

Publiutenti S.r.l. Via Villamagna 90/c -

Firenze 100.000 100,00% 40,00% Proporzionale

GORI S.p.A. Via Dante, 1 – Torre Annunziata

44.999.971 37,05% 37,05%[5] Proporzionale

Umbra Acque S.p.A. Via G. Benucci,162 (PG) 15.549.889 40,00% 40,00% Proporzionale

A.P.I.C.E S.r.l. P.le Ostiense, 2 - Roma 83.113 50,00% 50,00% Proporzionale

Intesa Aretina Scarl. Via F.Petrarca, 22A -

Milano 18.112.000 35,00% 35,00% Proporzionale

Nuove Acque S.p.A. Loc.Cuculo - Arezzo 34.450.389 46,16% 16,16%[6] Proporzionale

Ingegnerie Toscane S.r.l. Via Bellatalla,1- Firenze 100.000 43,01% 43,01% Proporzionale

CONSORCIO AZB-HCI

(Conazul)

Cal. 21 Nro. 751- San Sidro

Lima-Perù 750.786 60,00% 60,00% Proporzionale

Acquedotto del Fiora S.p.A. Via Mameli,10 Grosseto 1.730.520 40,00% 40,00%[7] Proporzionale

[1] Attraverso ABAB

[2] Attraverso Acea Energia

[3] Attraverso ARSE

[4] Attraverso ABF

[5] Attraverso Sarnese Vesuviano

[6] Attraverso Intesa Aretina

[7] Attraverso Ombrone



167

Sono inoltre consolidate con il metodo del patrimonio netto:

Denominazione Sede

Capitale Sociale Quota di

partecipazione (in Euro)

SI(E)NERGIA S.p.A. Str. S.ta Lucia 1/ter – Perugia 132.000 42,08%

Cesap Vendita Gas S.p.A. Str. S.ta Lucia 1/ter – Perugia 80.000 42,08%

Azga Nord S.p.A. P.zza Repubblica – Pontremoli (Massa

Carrara) 217.500 49,00%

Geal S.p.A. Viale Leporini, 1348 - LUCCA 1.450.000 28,80%

Sogea S.p.A. Via Mercatanti, 8 - RIETI 260.000 49,00%

Aguas de San Pedro SA Las Palmas, 3 - San Pedro (Honduras) 6.162.657 31,00%

Umbriadue Servizi Idrici scarl Strada Sabbione ona ind. A72 - TERNI 100.000 34,00%

Coema P.le Ostiense, 2 - Roma 10.000 33,50%

Amea S.p.A. Via San Francesco d'Assisi 15 C -

Frosinone 2.635.000 33,00%

Arkesia S.p.A. Via San Francesco d'Assisi 17 C -

Frosinone 170.827 33,00%

Citelum Napoli Pubblica

Illuminazione scarl Via Monteverdi, 11 Milano 90.000 32,18%

Eur power S.r.l. P.le Ostiense, 2 - Roma 4.100.000 25,00%

Le Soluzioni Via Garigliano,1 - Empoli 250.678 30,50%

Sinergetica Srl Via Fratelli Cairoli, 24 - Perugia 10.000 21,46%

Sinergetica Gubbio Srl Via Fratelli Cairoli, 24 - Perugia 15.000 21,46%

Sinergetica Project Srl Via Fratelli Cairoli, 24 - Perugia 40.000 21,46%



168

Allegato 2

Informativa di settore: Prospetti di Stato Patrimoniale e Conto

Economico

Allegato 2: Informativa di settore


169

Stato patrimoniale 2011 – Attività

€ migliaia GENERAZIONE DISTRIBUZIONE VENDITA ILLUMINAZIONE

PUBBLICA IDRICO ITALIA

IDRICO ESTERO

INGEGNERIA E

SERVIZI CORPORATE AMBIENTE FOTOVOLTAICO

TOTALE ATTIVITA’

ELISIONI DI

CONSOLIDATO

TOTALE GRUPPO

Investimenti 11.240 103.600 11.250 0 229.700 200 400 10.500 20.600 25.400 412.956 0 412.956

Attività di settore

Immobilizzazioni Materiali 160.775 1.356.688 2.234 0 62.563 2.061 1.814 55.419 204.580 143.488 1.989.623 34.723 2.024.346

Immobilizzazioni Immateriali 1.304 116.938 33.500 0 1.739.304 7.906 290 10.393 9.576 0 1.919.211 (98.945) 1.820.267

Immobilizzazioni Finanziarie valutate

a Patrimonio Netto 0 0 0

0 0

0 0 14.795

Immobilizzazioni Finanziarie 4.685

Altre attività commerciali non correnti 416.837

Altre attività finanziarie non correnti 19.940

Rimanenze 2.926 16.601 0 7.068 13.656 1.831 0 (0) 2.806 23.706 68.594 (2.489) 66.106

Crediti commerciali verso terzi 10.864 142.288 642.359 10.666 489.451 6.160 22.636 27.977 77.189 63.662 1.493.252 (188.561) 1.304.691

Crediti commerciali v/controllante 0 4.596 38.903 37.349 76.674 0 72 8.865 105 0 166.564 (6.504) 160.060

Crediti v/controllate e collegate 0 13.517 32.988 224 7.520 92 60 53.659 140 0 108.200 (62.939) 45.261

Altre attività commerciali correnti 246.607

Altre attività finanziarie correnti 172.768

Disponibilità Liquide 321.022

Totale Attività 175.869 1.650.629 749.983 55.307 2.389.168 18.050 24.873 156.313 294.395 230.857 5.745.444 (324.714) 6.617.384



170

Stato patrimoniale 2011 - Passività

€ migliaia GENERAZIONE DISTRIBUZIONE VENDITA ILLUMINAZIONE


IDRICO ESTERO

INGENGERIA E SERVIZI

CORPORATE AMBIENTE FOTOVOLTAICO TOTALE ELISIONI

DI CONSOLIDATO

TOTALE GRUPPO

Passività di settore

Debiti commerciali verso terzi 11.434 169.461 516.132 73.416 430.766 1.682 2.092 61.720 39.369 58.637 1.364.708 (179.733) 1.184.975

Debiti commerciali v/ controllante 725 15.796 56.547 0 66.958 567 497 31.395 877 0 173.361 (40.565) 132.796

Debiti Commerciali V/controllate e collegate 0 3.468 824 8.537 10.277 15 323 16.785 534 0 40.763 (13.750) 27.014

Altre passività commerciali correnti 388.673

Altre passività finanziarie correnti 540.645

Trattamento di fine rapporto e altri piani a benefici definiti 1.857 28.471 4.576 3.754 37.892 221 2.552 23.551 1.901 0 104.776 0 104.776

Altri Fondi 1.428 15.842 3.257 1.799 145.308 690 2.355 70.680 19.293 0 260.650 (9.758) 250.892

Fondo Imposte Differite 98.826

Altre passività commerciali non correnti 278.415

Altre passività finanziarie non correnti 2.298.916

Patrimonio Netto 1.311.457

Totale Passività e Netto 15.444 233.039 581.335 87.506 691.202 3.174 7.818 204.131 61.974 58.637 1.944.259 (243.806) 6.617.384



171

Conto economico al 30 settembre 2011

GENERAZIONE DISTRIBUZIONE VENDITA TRADING ILLUMINAZIONE


IDRICO ESTERO

INGEGNERIA E SERVIZI

AMBIENTE FOTOVOLTAICO CORPORATE Totale Gruppo

Rettifiche di

consolidato

TOTALE CONSOLIDATO

Ricavi v/Terzi 5.002 132.280 151.599 52.159 572.986 26.947 588 55.814 69.381 7.970 1.074.728 (47.656) 1.027.072

Vendite Intersettoriali 16.676 181.334 1.188.558 (0) 4.164 0 16.359 18 0 62.092 1.469.200 (262.585) 1.206.615

Costo del lavoro 3.138 47.172 14.126 8.369 97.889 7.934 6.530 6.646 124 35.528 227.456 (12.318) 215.137

Acquisto energia 3.945 45.147 1.206.181 0 256 0 0 873 2.138 268 1.258.807 (202.289) 1.056.518

Costi Esterni diversi 3.650 59.093 94.183 40.069 253.988 13.137 4.847 31.122 46.295 50.958 597.342 (193.949) 403.393

Margine operativo Attività in funzionamento 10.945 162.202 25.667 0 3.722 225.016 5.876 5.570 17.192 20.824 (16.691) 460.323 98.315 558.638

Ammortamenti 10.806 90.008 17.309 743 114.442 837 652 18.594 4.563 68.353 326.307 (0) 326.307

Risultato operativo 139 72.194 8.358 0 2.979 110.574 5.039 4.918 (1.402) 16.261 (85.045) 134.016 98.315 232.331

(Oneri)/Proventi Finanziari (80.325)

Partecipazioni valutate con il metodo del

patrimonio netto

(Oneri)/Proventi da partecipazioni 192 7.458 (242) 311 (122) 7.597 7.597

Risultato ante imposte 139 72.387 15.816 2.979 110.332 5.350 4.918 (1.524) 16.261 (85.045) 141.613 98.315 159.604

Imposte 35.744

Risultato Netto Attività destinate alla vendita (6.616) 22 3.525 (3.069) (51.940) (55.009)

Margine operativo Gruppo Acea 68.851



172

Stato patrimoniale al 30 settembre 2012 – Attività

GENERAZIONE DISTRIBUZIONE VENDITA ENERGY

MANAGEMENT ILLUMINAZIONE


IDRICO ESTERO

INGEGNERIA E

SERVIZI CORPORATE AMBIENTE FOTOVOLTAICO TOTALE

ELISIONI DI

CONSOLIDATO

TOTALE GRUPPO

Investimenti 17.434 72.435 5.770 353 0 163.807 261 496 119.593 25.246 0 405.395 0 405.395

Attività di settore

Immobilizzazioni Materiali 163.445 1.347.742 656 1.450 0 60.235 1.759 1.827 170.547 252.343 139.589 2.139.594 (2.306) 2.137.288

Immobilizzazioni Immateriali 6.962 37.179 92.631 870 0 2.087.804 7.896 241 9.082 (15.106) 0 2.227.559 (319.333) 1.908.226

Immobilizzazioni Finanziarie

valutate a Patrimonio Netto 0 0 1.971.955 (1.955.239) 16.716

Immobilizzazioni Finanziarie 4.746

Altre attività commerciali non correnti 442.885

Altre attività finanziarie non correnti 25.039

Rimanenze 2.775 16.076 0 0 7.204 15.087 1.371 0 (0) 3.096 12.150 57.759 (0) 57.759

Crediti commerciali verso terzi 13.421 223.044 610.222 26.278 16.715 571.305 9.861 26.791 31.553 56.944 39.920 1.626.056 (211.583) 1.414.473

Crediti commerciali v/controllante 461 3.583 61.180 293 44.407 74.022 0 31 9.384 186 0 193.548 (23.694) 169.854

Crediti v/controllate e collegate 0 0 20.842 77.881 168 6.294 104 0 56.919 159 0 162.367 (130.396) 31.972

Altre attività commerciali correnti 234.245

Altre attività finanziarie correnti 200.313

Disponibilità Liquide 86.115

Totale Attività 187.064 1.627.623 785.532 106.773 68.494 2.814.749 20.991 28.891 277.485 297.623 191.659 8.378.838 (2.642.550) 6.729.631



173

Stato patrimoniale al 30 settembre 2012 - Passività


MANAGEMENT ILLUMINAZIONE


IDRICO ESTERO

INGEGNERIA E

SERVIZI CORPORATE AMBIENTE FOTOVOLTAICO TOTALE

ELISIONI DI

CONSOLIDATO

TOTALE GRUPPO

Passività di settore

Debiti commerciali verso terzi 19.166 217.795 290.549 139.605 64.954 427.694 1.931 2.608 70.617 56.149 21.797 1.312.865 (211.110) 1.101.755

Debiti commerciali v/ controllante 555 23.379 110.874 286 2.805 67.958 273 503 31.395 488 0 238.517 (124.697) 113.819

Debiti Commerciali V/controllate e collegate

0 1.052 68 11.732 9.245 6.422 26 118 14.895 766 0 44.323 (24.852) 19.471

Altre passività commerciali correnti 434.018

Altre passività finanziarie correnti 542.190

Trattamento di fine rapporto e altri

piani a benefici definiti 1.894 28.163 4.363 267 4.495 38.050 231 2.579 26.003 1.905 0 107.951 (12) 107.939

Altri Fondi 1.460 12.618 2.101 166 2.237 145.883 593 2.495 39.238 19.863 551 227.205 17.707 244.912

Fondo Imposte Differite 102.186

Altre passività commerciali non

correnti 276.746

Altre passività finanziarie non

correnti 2.428.777

Patrimonio Netto 1.357.818

Totale Passività e Netto 23.075 283.008 407.955 152.056 83.736 686.008 3.052 8.303 182.148 79.171 22.348 1.930.861 (342.966) 6.729.631



174

Conto economico al 30 settembre 2012


MANAGEMENT

ILLUMINAZIONE

PUBBLICA

IDRICO

ITALIA

IDRICO

ESTERO

Ingegneria

e Servizi AMBIENTE FOTOVOLTAICO CORPORATE

Totale

Gruppo

Rettifiche

di

consolidato

TOTALE

CONSOLIDATO

Ricavi v/Terzi 23.366 125.789 224.379 635.471 55.225 596.395 29.630 268 80.877 35.450 9.148 1.815.999 (657.607) 1.158.392

Vendite Intersettoriali 15.393 208.553 1.479.600 85.116 0 3.412 0 18.192 94 0 69.641 1.880.002 (386.329) 1.493.673

Costo del lavoro 3.207 45.747 13.901 1.332 8.147 93.830 9.473 6.818 6.713 0 42.129 231.299 (14.270) 217.029

Acquisto energia 4.580 61.574 1.443.836 716.695 0 203 0 0 1.153 22 279 2.228.342 (681.955) 1.546.387

Costi Esterni diversi 8.548 62.409 221.931 7.711 43.716 283.538 12.533 5.576 37.432 13.471 54.973 751.839 (347.773) 404.065

Margine operativo 22.424 164.612 24.311 (5.150) 3.362 222.237 7.624 6.065 35.672 21.957 (18.591) 484.522 61 484.583

Ammortamenti 12.936 81.910 23.897 1.198 0 102.562 1.057 690 17.291 5.812 15.974 263.327 0 263.327

Risultato operativo 9.487 82.701 414 (6.348) 3.362 119.674 6.567 5.376 18.381 16.145 (34.565) 221.194 61 221.256

(Oneri)/Proventi Finanziari (91.143)

Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto

(Oneri)/Proventi da partecipazioni (30) 228 346 765 (9) (181) 1.119 1.119

Risultato netto attività discontinue 0

Risultato ante imposte 9.487 82.701 414 (6.348) 3.362 119.674 6.567 5.376 18.381 16.145 (34.565) 221.194 61 131.232

Imposte 68.048

Risultato netto 63.183

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