AES TORINO

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AES TORINO

Relazione Finanziaria
Annuale 2015
AES TORINO
Relazione Finanziaria
Annuale 2015
Relazione e Bilancio di Esercizio di AES Torino S.p.A.
Relazione sulla gestione
Lettera agli Azionisti e agli Stakeholder
4
Profilo dell’anno
6
Profilo della società
9
Le infrastrutture e il servizio di distribuzione gas
12
Andamento operativo
18
Quadro tariffario
22
Commento ai risultati economico - finanziari
26
Fattori di incertezza e gestione dei rischi
38
Altre informazioni
44
Governo societario
46
Impegno per lo sviluppo sostenibile
50
Quadro normativo e regolatorio
56
Glossario
58
Bilancio di esercizio
Schemi di bilancio
67
Note al bilancio di esercizio
73
Proposte del Consiglio di Amministrazione di Italgas S.p.A.
all’Assemblea degli Azionisti
94
Relazione del Collegio Sindacale di Italgas S.p.A. all’Assemblea degli Azionisti
95
Relazione della Società di Revisione
96
Deliberazioni dell’Assemblea degli Azionisti di Italgas S.p.A.
98
3
Disclaimer
La Relazione finanziaria annuale contiene dichiarazioni previsionali (“forward-looking statements”), in particolare nella
sezione “Evoluzione prevedibile della gestione” relative a piani di investimento e performance gestionali future. I forwardlooking statements hanno per loro natura una componente di rischiosità e di incertezza perché dipendono dal verificarsi
di eventi e sviluppi futuri. I risultati effettivi potranno pertanto differire rispetto a quelli annunciati in relazione a diversi
fattori, tra cui: il quadro normativo e tariffario, le performance operative effettive, le condizioni macroeconomiche
generali, l’impatto delle regolamentazioni in campo energetico e in materia ambientale, il successo nello sviluppo e
nell’applicazione di nuove tecnologie e altri cambiamenti nelle condizioni di business.
AES Torino Relazione Finanziaria Annuale 2015
Lettera agli Azionisti
e agli Stakeholder
5
Signori Azionisti e Stakeholder,
il 2015 è stato un anno di esclusiva gestione da parte di AES Torino del servizio di distribuzione del gas
naturale nella città di Torino, dopo che nel precedente esercizio 2014 la Società aveva effettuato tale
servizio congiuntamente a quello del teleriscaldamento, il cui ramo d’azienda era stato oggetto di cessione a
favore IREN Energia nell’ambito dell’operazione di scissione che aveva avuto efficacia dal 1 luglio 2014.
Nel corso del 2015 il processo di riassetto di AES Torino è proseguito sino a culminare con l’operazione di
fusione per incorporazione della Società nella controllante al 100% Italgas S.p.A, il cui progetto di fusione,
iscritto presso il Registro delle Imprese di Torino il 14 settembre 2015, è stato approvato dai rispettivi
Consigli di Amministrazione con deliberazioni del 15 ottobre 2015.
Successivamente, il 21 dicembre 2015, è stato, stipulato, con efficacia a decorrere dal 1 gennaio 2016,
l’atto notarile di fusione per incorporazione di AES Torino S.p.A. in Italgas S.p.A., sulla base delle rispettive
situazioni patrimoniali di riferimento al 30 giugno 2015.
Pertanto, a partire dal 1 gennaio 2016, l’attività di distribuzione gas nel comune di Torino è confluita e sta
proseguendo a tutti gli effetti attraverso la gestione di Italgas, in attesa dello svolgimento delle gare a livello
di aggregazioni di comuni (cosiddetti Ambiti Territoriali) previste dalla normativa del settore, il cui quadro di
riferimento è nella sostanza definito.
Nel 2015 AES Torino ha direttamente effettuato investimenti tecnici pari a 20 milioni di euro, in aumento di 3
milioni di euro rispetto al 2014, che hanno riguardato in particolare la sostituzione dei misuratori e in
particolare il progetto telelettura (+8 milioni di euro).
Riguardo ai risultati economico-finanziari, l’utile operativo conseguito nel 2015 ammonta a 26 milioni di euro,
in riduzione di 55 milioni di euro, pari al 67,9% rispetto all’esercizio 2014.
La riduzione dell’utile operativo, che è da ricollegare alla già citata operazione di scissione del Ramo
Teleriscaldamento, è attribuibile principalmente: (i) ai minori ricavi di vettoriamento calore (-53 milioni di
euro); (ii) alla riduzione dei ricavi per la distribuzione del gas naturale (-2 milioni di euro); (iii) all’incremento
degli ammortamenti e svalutazioni (1 milione di euro).
L’utile netto di 17 milioni di euro, si riduce di 34 milioni di euro, pari al 66,7% rispetto al 2014 per effetto
principalmente della predetta riduzione dell’utile operativo di 55 milioni di euro effetto compensato dalla
riduzione degli oneri finanziari di 4 milioni di euro e delle imposte sul reddito per 17 milioni di euro.
Il flusso di cassa netto dell’attività operativa (44 milioni di euro) ha consentito di coprire il fabbisogno
finanziario per gli investimenti tecnici (20 milioni di euro) e di ridurre l’indebitamento finanziario netto per 24
milioni di euro.
In relazione alla destinazione del risultato netto dell’esercizio, proponiamo di riportare a nuovo l’utile 2015,
pari a 16.737.212,70 euro.
Torino, 10 marzo 2016
per il Consiglio di Amministrazione di Italgas
Profilo dell'anno
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I RISULTATI DELL’ANNO
L’utile operativo conseguito nel 2015 ammonta a 26 milioni di euro, in riduzione di 55 milioni di euro, pari al
67,9% rispetto all’esercizio 2014.
La riduzione dell’utile operativo, da inquadrare nell’ambito dell’operazione di scissione del Ramo
Teleriscaldamento, è attribuibile principalmente: (i) all’effetto dei minori ricavi di vettoriamento calore (-53
milioni di euro); (ii) ai minori ricavi per la distribuzione del gas naturale (-2 milioni di euro); (iii) all’incremento
degli ammortamenti e svalutazioni (1 milione di euro).
L’utile netto di 17 milioni di euro, si riduce di 34 milioni di euro, pari al 66,7% rispetto al 2014 per effetto
principalmente della predetta riduzione dell’utile operativo di 55 milioni di euro effetto compensato dalla
riduzione degli oneri finanziari di 4 milioni di euro e delle imposte sul reddito per 17 milioni di euro.
Il flusso di cassa netto dell’attività operativa (44 milioni di euro) ha consentito di coprire il fabbisogno
finanziario per gli investimenti tecnici (20 milioni di euro) e di ridurre l’indebitamento finanziario netto per 24
milioni di euro.
PRINCIPALI EVENTI
Fusione per incorporazione della Società in Italgas S.p.A.
In data 21 dicembre 2015 è stato stipulato, con efficacia verso i terzi, contabile e fiscale a decorrere dal 1
gennaio 2016, l’atto notarile di fusione per incorporazione della società AES Torino S.p.A. nella propria
controllante al 100% Italgas S.p.A., sulla base delle rispettive situazioni patrimoniali di riferimento al 30
giugno 2015.
Il Progetto di fusione, iscritto presso il Registro delle Imprese di Torino il 14 settembre 2015, è stato
approvato dai rispettivi Consigli di Amministrazione di AES Torino S.p.A. e di Italgas S.p.A. con deliberazioni
del 15 ottobre 2015.
PRINCIPALI DATI
Al fine di consentire una migliore valutazione dell’andamento della gestione economico-finanziaria, nella
Relazione sulla gestione, in aggiunta agli schemi e agli indicatori convenzionali previsti dal Codice Civile,
sono presentati gli schemi di bilancio riclassificati e alcuni indicatori alternativi di performance tra i quali, in
particolare, il margine operativo lordo (EBITDA), l’utile operativo (EBIT), l’utile operativo e l’utile netto nella
configurazione adjusted e l’indebitamento finanziario netto. Le successive tabelle, le relative note esplicative
e gli schemi di bilancio riclassificati riportano la determinazione di tali grandezze. Per la definizione dei
termini utilizzati, se non direttamente specificato, si fa rinvio al glossario.
(milioni di €)
Ricavi totali
Costi operativi
Margine operativo lordo (EBITDA)
Utile operativo (EBIT)
Utile operativo adjusted (EBIT adjusted)
Utile netto
Utile netto adjusted
2013
2014
2015
174
24
150
120
120
74
74
127
23
104
81
81
51
51
71
21
50
26
28
17
19
8
PRINCIPALI DATI PATRIMONIALI E FINANZIARI
(milioni di €)
Investimenti tecnici
Capitale investito netto al 31 dicembre
Patrimonio netto al 31 dicembre
Indebitamento finanziario netto al 31 dicembre
Free Cash Flow
2013
2014
2015
27
620
331
289
75
17
267
148
119
33
20
260
165
95
24
2013
2014
2015
0,67
22,5%
19,3%
0,94
21,3%
18,3%
0,31
10,3%
9,5%
PRINCIPALI INDICATORI REDDITUALI E FINANZIARI
Utile netto per azione (in euro)
ROE (*)
ROI (**)
(*) Il Return On Equity (ROE) è stato determinato come rapporto tra l'utile netto e la media del patrimonio netto inizale e finale del periodo.
(*) Il Return On Investment (ROI) è stato determinato come rapporto tra l'utile operativo e la media del capitale investito netto iniziale e finale del periodo.
PRINCIPALI DATI OPERATIVI
Contatori installati (numero)
Concessioni per la distribuzione gas (numero)
Rete di distribuzione (chilometri)
Trasporto gas (milioni di mc)
Dipendenti in servizio a fine anno (numero)
2013
2014
2015
Var. ass.
Var. %
511.008
1
1.335
625
294
512.440
1
1.337
497
201
513.710
1
1.338
509
179
1.270
0,2
1
12
(22)
0,1
2,4
(10,9)
Utile netto (milioni di euro)
72
Utile operativo (milioni di euro)
120
74
120
94
81
51
50
17
2011
2012
2013
2014
2015
26
2011
2012
2013
2014
2015
Profilo della società
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AES Torino, società facente capo a Snam per il tramite di Italgas, ha svolto l’attività di distribuzione del gas
naturale nella città di Torino.
Il servizio di distribuzione consiste nel trasporto del gas, attraverso reti di gasdotti locali, dai punti di
consegna presso le cabine di riduzione e misura interconnesse con le reti di trasporto (“city-gates”) fino ai
punti di riconsegna presso i clienti finali (famiglie, imprese, ecc.).
Inoltre, AES Torino ha svolto l’attività di misura, che consiste nella determinazione, rilevazione, messa a
disposizione e archiviazione dei dati di misura del gas naturale prelevato sulle reti di distribuzione.
La Società è soggetta a regolazione da parte dell’Autorità per l’Energia Elettrica, il Gas e il Sistema Idrico (di
seguito Autorità), che definisce sia le modalità di svolgimento del servizio sia le tariffe di distribuzione e
misura.
L’attività di distribuzione gas è stata tradizionalmente svolta in regime di concessione tramite affidamento del
servizio su base comunale. Nel 2011 sono stati adottati quattro decreti ministeriali di riforma della normativa
che regola il settore. In particolare, con un apposito decreto sono stati istituiti 177 ambiti territoriali minimi
pluri-comunali (ATEM) in base ai quali dovranno essere necessariamente assegnate le nuove concessioni.
Il servizio di distribuzione del gas è effettuato trasportando il gas per conto delle società di vendita
autorizzate alla commercializzazione nei confronti dei clienti finali.
Il rapporto tra le società di distribuzione e le società di vendita è regolato da un apposito documento, definito
1
“Codice di Rete” , nel quale sono precisate le prestazioni svolte dal distributore, suddivise fra quelle
principali (servizio di distribuzione del gas; gestione tecnica dell’impianto distributivo) e accessorie
(esecuzione di nuovi impianti; attivazione, disattivazione, sospensione e riattivazione della fornitura ai clienti
finali; verifica del gruppo di misura su richiesta dei clienti finali, ecc.).
1
A tale riguardo si rimanda a quanto descritto nel successivo capitolo “Andamento operativo”.
Le infrastrutture
e il servizio
di distribuzione gas
13
IL SISTEMA DISTRIBUTIVO: MODALITÀ DI FUNZIONAMENTO
E DATI OPERATIVI
AES Torino svolge l’attività di distribuzione di gas naturale nel comune di Torino tramite un sistema integrato di
infrastrutture composto dalle cabine per il prelievo del gas dalla rete nazionale di gasdotti, dagli impianti di
riduzione della pressione, dalla rete di trasporto locale e di distribuzione, dagli impianti di derivazione d’utenza e
dai punti di riconsegna composti dalle apparecchiature tecniche su cui sono posti i misuratori presso i clienti finali.
Presso i punti di ingresso del sistema distributivo del gas (punti di consegna della rete nazionale del trasportatore)
è effettuata la misurazione, l’odorizzazione e la riduzione di pressione del gas in transito, destinato a essere
trasportato sino ai punti di riconsegna presso i singoli clienti finali (utenti domestici o industriali).
Al 31 dicembre 2015 AES Torino dispone di 2 cabine di prelievo, dotate di un sistema di telecontrollo, per
garantire interventi tempestivi sia in caso di anomalie sia di limitazioni o interruzioni del servizio regionale, e
di un sistema di telelettura continuo della misura del gas in transito.
Inoltre, per l’attività di riduzione della pressione del gas prima della sua consegna ai singoli clienti finali, la
Società è dotata di 98 gruppi di riduzione finale (di cui 21 con telecontrollo), 251 gruppi di riduzione
industriale e 453 gruppi di riduzione d’utenza.
Al 31 dicembre 2015 la rete di proprietà di AES Torino si estende per 1.338 km (1.337 km al 31/12/2014) di
cui in funzione della classe di pressione:
− 212 km di alimentazione principale (da 0,04 a 12 bar);
− 1.126 km in bassa pressione (fino a 0,04 bar).
Al 31 dicembre 2015 il numero totale di contatori installati risulta pari a 513.710 (512.440 al 31/12/2014).
Con riferimento alla Delibera n. 155/08 “Direttive per la messa in servizio dei gruppi di misura del gas, caratterizzati
da requisiti funzionali minimi e con funzioni di telelettura e telegestione, per i punti di riconsegna delle reti di
distribuzione del gas naturale”, al 31/12/2015, risultano installati 11.782 apparati di calibro superiore al G6.
Durante il 2015 sono stati posati per rinnovo, potenziamento o estensione della rete e degli impianti circa 4,9
km di tubazione stradale e circa 2,2 km di allacciamenti; sono stati posati circa 49.250 contatori, di cui circa
47.000 sostituiti in base al piano di ammodernamento.
La gestione di un sistema distributivo così diffuso e complesso richiede un attento monitoraggio delle
condizioni di svolgimento del servizio e costanti interventi di manutenzione, per garantire nel tempo
condizioni di sicurezza ed efficienza, nel rispetto delle normative tecniche del settore, delle disposizioni di
legge o delle prescrizioni dell’Autorità.
La Società verifica costantemente le condizioni delle tubazioni in acciaio utilizzate dal sistema di
distribuzione gas, per loro natura soggette a corrosione. Per salvaguardarle da tale fenomeno si utilizzano
alcune tecniche che consistono, da un lato, nel rivestire le condotte con materiali isolanti come ad esempio il
polietilene, dall’altro, nel far circolare nel terreno corrente continua tra un alimentatore elettrico collegato a un
dispersore e la struttura metallica da proteggere (cosiddetta “protezione catodica”).
A supporto di questa attività e in ottemperanza ai livelli di qualità tecnica richiesti dall’Autorità la Società utilizza un
sistema informatizzato in grado di fornire in tempo reale il quadro generale della protezione catodica e di dare
indicazioni su quali sistemi elettrici sia necessario intervenire per eliminare eventuali anomalie.
Il sistema è gestito, infatti, con strumenti di misura, applicati in punti significativi della rete, per la rilevazione
in continuo delle misure di corrente e tensione, e con apparecchiature wireless per la trasmissione dei valori
direttamente dalla condotta alla centrale di raccolta, elaborazione e trattamento dei dati.
Nell’anno 2015, i punti telecontrollati con misura effettuata in continuo sono stati 200 e 1.150 le misure
effettuate con operatore per verificare la sussistenza dei corretti parametri di gestione elettrica della rete.
Un ulteriore controllo preventivo sull’affidabilità del sistema distributivo, importante fonte di informazioni per
la scelta degli interventi da realizzare, è costituito dalla ricerca delle dispersioni di gas in atmosfera.
Ogni anno, AES Torino garantisce un elevato livello di ispezione della rete, rispettando i livelli di qualità
tecnica previsti dall’Autorità.
Nel corso del 2015 sono stati ispezionati circa 97 Km in MP e circa 350 Km in BP.
14
Per rendere avvertibile in caso di dispersioni la presenza di metano gas, altrimenti inodore e incolore, AES
Torino utilizza impianti di odorizzazione dotati di innovativi sistemi automatici a iniezione che consentono di
immettere e dosare la quantità di odorizzante in funzione della portata o dei volumi di gas distribuiti.
I controlli sul grado di odorizzazione sono effettuati con metodi gascromatografici.
Nel corso del 2015 sono state effettuate 432 prove strumentali di odorizzazione in punti significativi della rete
e degli impianti di prelievo.
Il presidio di AES Torino sulla propria rete di distribuzione è svolto altresì attraverso la gestione del Pronto
Intervento al servizio delle Pubbliche Amministrazioni, delle Autorità, delle società di vendita e di tutti i
cittadini in caso di emergenze, incidenti da gas e guasti sulla rete.
La Società si avvale di una struttura organizzativa articolata su:
− un centro integrato di supervisione a livello nazionale (telecontrollo degli impianti, ricezione e gestione
delle richieste di intervento);
− unità operative espressamente dedicate alla gestione degli interventi.
Il centro integrato utilizzato consta di 2 siti di supervisione a Torino e Napoli, presidiati 24 ore su 24, 365
giorni all’anno da personale qualificato in grado di gestire le chiamate e, in funzione dell’anomalia segnalata,
di fornire le prime indicazioni sui comportamenti da adottare.
Attraverso un unico numero verde a livello nazionale si accede al centro integrato che garantisce la ricezione
ininterrotta delle chiamate; gli addetti rispondono a oltre il 90% delle telefonate entro 15 secondi e alle
restanti chiamate entro il minuto.
Nel corso del 2015 sono state gestite circa 17.340 chiamate al centro di supervisione, che hanno dato
origine a 6.550 interventi delle unità operative sul territorio.
AES Torino utilizza un efficiente e capillare sistema di telecontrollo degli impianti per garantire interventi
tempestivi sia in caso di anomalie sia di limitazioni o interruzioni del servizio.
Tale sistema convoglia i dati su una struttura esterna costantemente presidiata e permette di:
− rilevare istantaneamente i volumi di gas che entrano nelle reti e i parametri degli impianti ausiliari,
necessari per eventuali manovre di regolazione;
− documentare ogni eventuale anomalia e le conseguenti azioni correttive adottate;
− elaborare i dati monitorati.
I dati provenienti dal telecontrollo e dalla telelettura sono resi immediatamente disponibili tramite web, in modo da
permettere all’Unità operativa di disporre di un quadro sempre aggiornato sullo stato del sistema distributivo.
Oltre alle attività sopra descritte riguardanti l’impianto di distribuzione, l’Unità operativa di AES Torino
esegue presso la clientela finale interventi di natura tecnica e commerciale.
Nello specifico, nel corso del 2015, sono stati eseguiti circa 3.360 preventivi, circa 2.550 lavori di nuovo impianto,
modifiche impianti esistenti e annullamenti impianti, circa 4.850 interventi di sospensione della fornitura per
morosità, circa 34.900 interventi di attivazione, disattivazione, verifiche funzionalità contatore, verifiche della
pressione, volture, letture contatore/convertitore. A supporto di tali attività AES Torino ha progettato e messo a
punto un sistema informativo che mediante uno specifico applicativo denominato “Agenda appuntamenti”
permette alle società di vendita di fissare automaticamente le modalità dei suddetti interventi.
L’attività di accertamento documentale svolta ai sensi della Delibera dell’Autorità n. 40/14, su nuovi impianti
gas e su impianti modificati o trasformati ha comportato il completamento di circa 3.100 pratiche.
A supporto della propria attività operativa, la Società si avvale di un laboratorio esterno che rappresenta un centro
di eccellenza tecnologico in grado di operare secondo gli standard della certificazione aziendale integrata ISO e
SINAL (Sistema nazionale per l’Accreditamento dei Laboratori). Le attività del laboratorio riguardano:
− la misura del gas;
− prove tecnologiche/meccaniche;
− analisi chimico/fisiche;
− la verifica delle apparecchiature termotecniche;
− la taratura e manutenzione di strumenti e apparecchi.
15
Nel 2015 sono state richieste 54 prove metrologiche sui contatori.
Ai sensi del Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico del 20 luglio 2004, aggiornato e modificato da
2
quello del 28 dicembre 2012 , a partire dal 2008 tutti i distributori di energia elettrica e di gas naturale con
almeno 50.000 clienti finali connessi alla propria rete di distribuzione sono soggetti obbligati al
conseguimento di obiettivi di risparmio energetico. Per adempiere agli obblighi i distributori possono attuare
direttamente, tramite società controllate, o attraverso società operanti nei settori dei servizi energetici,
progetti a favore dei consumatori finali che migliorino l’efficienza energetica delle tecnologie installate o delle
relative pratiche di utilizzo oppure acquistare da terzi i Titoli di Efficienza Energetica (TEE) detti anche
“Certificati bianchi”, attestanti il conseguimento di risparmi energetici.
L’obiettivo di risparmio energetico in capo ad AES Torino relativo all’anno d’obbligo 2014 era pari a 59.582
titoli di efficienza energetica ed è stato raggiunto al 31 maggio 2015.
Per l’anno d’obbligo 2015 la quota relativa, stabilita dal GSE, è pari a 72.813 certificati bianchi.
PRESENZA TERRITORIALE E RAPPORTI CON GLI ENTI CONCEDENTI
Sulla Gazzetta Ufficiale n. 47 del 26 febbraio 2016 è stata pubblicata la Legge 25 febbraio 2016, n.
21, di conversione in legge, con modificazioni, del Decreto Legge 30 dicembre 2015, n. 210, c.d.
“mille proroghe”.
Tra le altre disposizioni, il provvedimento modifica ulteriormente i termini temporali, più volte
prorogati, da ultimo con il Decreto Legge 31 dicembre 2014, n. 192, convertito in Legge 27 febbraio
2015, n. 11, per l’indizione delle gare d'ambito per l'affidamento del servizio di distribuzione gas.
In particolare:
− i termini relativi alla mancata pubblicazione del bando di gara sono prorogati di 12 mesi per il
primo raggruppamento di ambiti territoriali, 14 mesi per il secondo, 13 mesi per il terzo, quarto e
quinto, 9 mesi per il sesto e settimo e 5 mesi per l’ottavo, in aggiunta alle proroghe vigenti alla
data di entrata in vigore della legge di conversione del Decreto Legge n. 210/2015;
− è soppresso l’articolo 4, comma 5, del Decreto Legge n. 69/2013, che prevedeva una
penalizzazione a carico degli Enti Locali, nel caso di mancato rispetto dei termini per l’indizione
delle gare;
− decorsi sei mesi dalla scadenza dei citati nuovi termini senza che la gara sia stata bandita, la
Regione competente su ciascun ambito territoriale avvia la procedura di gara attraverso la nomina
di un commissario ad acta;
− decorsi ulteriori due mesi dalla scadenza di tale termine senza che la Regione competente abbia
proceduto alla nomina del commissario, il Ministero dello Sviluppo Economico, sentita la Regione,
interviene per dare avvio alla gara, nominando a sua volta un commissario ad acta;
− l’importo eventualmente già anticipato dai gestori uscenti per la copertura degli oneri di gara
viene trasferito dalla Stazione appaltante al commissario ad acta entro un mese dalla sua nomina,
al netto degli esborsi precedentemente effettuati per la preparazione dei documenti di gara.
In seguito alla conversione in legge del Decreto Legge n. 210/2015, il Ministero dello Sviluppo
Economico ha pubblicato sul proprio sito internet, per ciascun ambito territoriale, come già
accaduto in occasione dei precedenti provvedimenti di proroga, le date aggiornate per l’intervento
sostitutivo della Regione di cui all'articolo 3 del Decreto n. 226/2011, nel caso di mancato avvio
della gara da parte dei Comuni, per mancata nomina della Stazione appaltante o per mancata
pubblicazione del bando di gara.
Sulla Gazzetta Ufficiale n. 161 del 14 luglio 2015 è stato pubblicato il Decreto del Ministro dello
Sviluppo Economico 20 maggio 2015 n.106, recante modifiche c.d. “Regolamento per i criteri di
2
Per maggiori informazioni sul dettato del Decreto si veda il capitolo “Quadro normativo e regolatorio”.
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gara e la valutazione dell'offerta per l'affidamento del servizio di distribuzione gas” (Decreto
Ministeriale n. 226/2011).
Il provvedimento introduce modifiche al D.M. 226/2011 per renderlo congruente con le novità
legislative intervenute dopo la sua emanazione e con la regolazione del IV periodo tariffario (20142019), definisce le modalità operative da seguire per il rispetto del criterio di gara relativo agli
interventi di efficienza energetica nell’ambito territoriale ed esplicita i chiarimenti sul calcolo del
valore di rimborso, già forniti con le Linee Guida su criteri e modalità applicative per la valutazione
del valore di rimborso degli impianti di distribuzione gas, approvate con il D.M. del 22 maggio 2014.
Tra le numerose modifiche apportate al testo originario si segnalano, in particolare:
− la previsione che, ai fini della determinazione del valore di rimborso al gestore uscente nel primo
periodo, siano detratti sempre anche i contributi privati relativi ai cespiti di località e che, in
assenza di atti stipulati con metodologie differenti da quelle contenute nel D.M. n. 226/2011,
precedentemente alla sua entrata in vigore (cioè prima dell’11 febbraio 2012), inclusi i casi in cui
sia genericamente indicato che il valore di rimborso debba essere calcolato in base al R.D. n.
2578/1925, senza precisare la metodologia, o debba essere valutato a prezzi di mercato, si debba
fare riferimento alle Linee Guida del 7 aprile 2014, approvate dal Ministero con il D.M. del 22
maggio 2014;
− l’aumento della quota massima della remunerazione del capitale di località e della relativa quota
di ammortamento annuale, prevista a titolo di canone come risultato dell’esito della gara, dal 5%
al 10%;
− l’erogazione del corrispettivo una tantum per la copertura degli oneri di gara alla Stazione
appaltante, per il 90%, 18 mesi prima del termine di scadenza della pubblicazione del bando di
gara, e per il 10%, entro 15 giorni dalla pubblicazione del bando;
− l’effettuazione di gara unica su due o più ambiti confinanti, considerando come termine di
scadenza per la pubblicazione del bando, la data più lontana tra le scadenze dei singoli ambiti
che si uniscono;
− il ricorso alla procedura ristretta per l’effettuazione della gara, ad eccezione degli ambiti in cui un
gestore uscente gestisca più del 60% dei PdR dell’ambito, per i quali si adotta la procedura
aperta;
− la sospensione dei termini previsti per la pubblicazione del bando e per l’applicazione della
penalizzazione agli Enti Locali nel caso di ritardo nell’indizione delle gare, qualora l’Autorità non
esegua entro 90 giorni le verifiche sugli scostamenti di oltre il 10% tra VIR e RAB, poste a suo
carico;
− la regolamentazione delle porzioni di impianti interconnessi e dei relativi sconfinamenti;
− la regolamentazione e il riconoscimento tariffario degli investimenti di efficienza energetica, a cui i
gestori entranti risultano impegnati all’esito della gara, limitando la copertura dei costi sostenuti al
50%, ma con la possibilità di innalzare tale percentuale al 100%, qualora i decreti ministeriali che
fisseranno gli obiettivi quantitativi nazionali di efficienza energetica delle imprese di distribuzione
gas per gli anni successivi all’anno 2016, considerino i titoli offerti in sede di gara come contributo
agli impegni presi dall’Italia in sede europea, riducendo il valore degli stessi obiettivi quantitativi
nazionali;
− la riduzione dal 5% al 4% del valore del tasso interno di redditività degli investimenti, indicato nel
piano industriale, al di sotto del quale la Commissione di gara dovrà valutare la congruità o
l’anomalia delle offerte presentate.
Con la Delibera n. 407/2015/R/gas del 30 luglio 2015, l’Autorità ha apportato alcune modifiche
alla Delibera n. 310/2014/R/gas, relativamente alla determinazione del valore di rimborso delle reti
di distribuzione gas, per tenere conto di alcune nuove disposizioni introdotte dal D.M. 20 maggio
2015, n. 106, di revisione del regolamento sui criteri di gara di cui al D.M. n. 226/2011.
Il nuovo provvedimento stabilisce che, ai fini delle valutazioni dello scostamento VIR-RAB:
17
− siano considerate anche le porzioni di rete soggette a devoluzione gratuita all’Ente Locale,
oggetto di trasferimento oneroso dal gestore uscente al gestore entrante;
− gli Enti Locali rendano disponibile all’Autorità, in aggiunta alla documentazione necessaria alle
verifiche di cui alla Delibera n. 310/2014/R/gas, anche la documentazione contenente gli elementi
informativi inerenti l’esercizio delle opzioni a disposizione degli Enti Locali per il passaggio di
proprietà di tali porzioni di rete direttamente dal gestore uscente al gestore subentrante;
− qualora i processi di valutazione si protraggano oltre l’anno, i valori di VIR e RAB, presi a
riferimento ai fini delle verifiche sui relativi scostamenti, possano essere riferiti, su richiesta
motivata della Stazione appaltante, alla data del 31 dicembre dell’anno t-2, con t anno di
pubblicazione del bando di gara, anziché al 31 dicembre dell'anno t-1.
Andamento operativo
19
INVESTIMENTI TECNICI
AES Torino è impegnata nel mantenere un costante livello di efficienza delle proprie reti attraverso il rinnovo
delle parti d’impianto più obsolete e lo sviluppo delle reti esistenti.
INVESTIMENTI TECNICI
(milioni di €)
2013
2014
2015
Var. ass.
Var. %
8
2
6
2
8
1
7
3
7
1
6
11
(1)
(12,5)
(1)
8
(14,3)
1
1
15
2
27
3
4
2
17
11
8
(4)
Rete
Sviluppo
Mantenimento
Misura
Sviluppo
Mantenimento
Telelettura
Teleriscaldamento
Altri investimenti
2
20
3
17,6
Gli investimenti tecnici del 2015 sono stati pari a 20 milioni di euro, in aumento di 3 milioni di euro rispetto al
2014.
Gli investimenti della rete (7 milioni di euro), in riduzione di 1 milione di euro rispetto all’esercizio precedente,
hanno riguardato principalmente il mantenimento delle reti di distribuzione.
Gli investimenti della misura (11 milioni di euro) si incrementano di 8 milioni di euro rispetto al 2014 e hanno
riguardato principalmente il progetto telelettura (+8 milioni di euro).
Gli altri investimenti (2 milioni di euro) sono relativi principalmente a investimenti informatici e immobiliari.
INCIDENZA INVESTIMENTI PER TIPOLOGIA
(% sul totale degli investimenti)
10%
35%
Altri0investimenti
63%
18%
55%
Misura
7%
Sviluppo0e0mantenimento0rete
47%
30%
2013
2014
35%
2015
20
ATTIVITÀ COMMERCIALE
Il rapporto tra AES Torino e le società di vendita è regolato dal “Codice di Rete” di AES Torino approvato
dall’Autorità con la Delibera 2 ottobre 2007, n. 249/07. Nel Codice di Rete di AES Torino sono precisate le
seguenti prestazioni svolte dal distributore:
− servizi principali: trasporto gas dal punto di consegna del trasportatore al punto di riconsegna del cliente
finale, gestione tecnica dell’impianto distributivo, ecc.;
− prestazioni accessorie: esecuzione di nuovi impianti di canalizzazione e allacciamento, modifica o
rimozione di impianti esistenti, attivazione, disattivazione, sospensione e riattivazione della fornitura ai
clienti finali, verifica del gruppo di misura su richiesta dei clienti finali, ecc.;
− prestazioni opzionali: manutenzione dei gruppi di riduzione e misura di proprietà dei clienti finali,
attivazione di servizi sostitutivi di alimentazione dei punti di riconsegna, ecc..
Attraverso tale Codice di Rete sono definite:
− le regole di accesso dei venditori al servizio di distribuzione per il trasporto gas ai punti di riconsegna da
essi forniti, per l’attivazione di nuove forniture e per la sostituzione del fornitore (“switching”);
− le procedure per lo scambio di informazioni tra distributori e venditori;
− le modalità operative del servizio;
− le procedure di attribuzione ai punti di riconsegna dei quantitativi di gas di competenza delle diverse
società di vendita;
− la gestione della misura del gas sia presso il punto di consegna, sia presso il punto di riconsegna
dell’impianto di distribuzione;
− il sistema di fatturazione e pagamento dei servizi resi dal distributore, nonché le eventuali garanzie
finanziarie richieste alle società di vendita.
In materia di regolazione commerciale del servizio di distribuzione gas, con la Delibera n. 258/2015/R/com
del 29 maggio, l’Autorità ha modificato e integrato ulteriormente la disciplina relativa alla morosità e ha,
inoltre, rivisto la procedura di switching nel settore del gas naturale al fine di ridurne le tempistiche. Tra i
principali interventi, la previsione di una disciplina per incentivare maggiormente l’impresa di distribuzione a
una gestione efficiente delle proprie attività relative alla disalimentazione della fornitura, con l’introduzione di
specifici indennizzi e della riduzione del corrispettivo del vettoriamento in caso di ritardo di esecuzione delle
richieste.
Con la Delibera 117/2015/R/gas del 19 marzo l'Autorità ha riformato la regolazione in tema di misura dei
prelievi dei clienti finali nei punti di riconsegna allacciati a reti di distribuzione del gas, anche con riferimento
al processo di switching.
Nello specifico la Delibera stabilisce modifiche e integrazioni alla disciplina vigente in materia di:
− frequenze di lettura, messa a disposizione delle misure ed eventuali rettifiche da parte delle imprese di
distribuzione, prevedendo anche delle forme di “ripasso” in caso di più tentativi non andati a buon fine per
inaccessibilità del gruppo di misura;
− teleletture dei cosiddetti smart meters, ossia i contatori di nuova generazione dotati della possibilità di
trasmettere le misure senza interventi in campo;
− autoletture, al fine di incentivarne l’utilizzo da parte del Cliente finale ed il trasferimento al Distributore da
parte del Venditore;
− modalità e tempistiche di rilevazione e messa a disposizione della lettura di switching.
In relazione a quest’ultima tematica, l'Autorità ha rivisto significativamente le modalità di comunicazione tra il
Distributore ed i venditori, con l’intento di rendere più trasparente ed efficace il processo di sostituzione della
fornitura (switching) e di aumentare le tutele per i consumatori.
In tema di standardizzazione dei flussi informativi di scambio tra i venditori ed i distributori, l’Autorità ha
emanato la Determina DMEG/PFI/10/2015 per normare le modalità di scambio delle informazioni relative al
bonus sociale gas, nonché le determine DMEG/PFI/4/2015 e DMEG/PFI/15/2015 per la messa a
disposizione dei dati di misura, delle autoletture e delle rettifica degli stessi.
21
Con la Delibera n. 418/2015/R/com l’Autorità ha emanato le disposizioni in merito ai primi processi del
Sistema Informativo Integrato (SII) per il settore del gas naturale, con la modifica ed integrazione del Testo
integrato settlement gas (TISG) e l’integrazione delle norme in materia di comunicazione al SII degli esiti
delle procedure di switching.
Infine con il documento DCO 559/2015/R/gas l’Autorità ha avviato la procedura di consultazione finalizzata
alla implementazione e standardizzazione del servizio di voltura in seno al SII.
Con la Delibera n. 10/2016/R/gas del 14 gennaio 2016, l'Autorità ha aggiornato al 3,53%, con validità per il
triennio 2016-2018, il livello del tasso di interesse da applicare per la determinazione del rimborso una
tantum dovuto ai gestori uscenti del servizio di distribuzione gas a copertura degli oneri di gara di cui al D.M.
n. 226/2011, secondo le modalità già definite con la Delibera n. 326/2014/R/gas del 3 luglio 2014.
La legge stabilisce che l’importo relativo agli oneri di gara anticipati dal gestore uscente sia rimborsato,
comprensivo di interessi, dal concessionario subentrante all’atto dell’avvenuta aggiudicazione del servizio.
Con la Delibera n. 20/2016/R/gas del 21 gennaio 2016, l’Autorità ha determinato, per ogni ambito
provinciale di impresa, i premi e le penalità complessivi relativi ai recuperi di sicurezza del servizio di
distribuzione gas per l’anno 2013, per 167 imprese distributrici, ai sensi dell’articolo 32 del Testo Unico della
Regolazione della Qualità dei servizi di Distribuzione e misura del Gas per il periodo 2009-2012, approvato
con la Delibera n. 120/08, in ultimo modificata con la Delibera 25 ottobre 2012, n. 436/2012/R/gas.
L’Autorità ha, quindi, dato mandato alla CSEA di effettuare il pagamento degli incentivi complessivi per le
componenti odorizzazione e dispersioni, che, per AES Torino, sono pari a 1.317.533,96 euro, e di fissare il
termine per l'effettuazione di tale pagamento a 30 giorni dalla data di pubblicazione della delibera.
Con riferimento ai dati operativi, al 31 dicembre 2015 AES Torino trasporta nelle proprie reti il gas di 104
società di commercializzazione, in crescita di 10 unità rispetto all’anno precedente per effetto della richiesta
di accesso di 15 nuove società e della cessazione del rapporto con 5 operatori.
Nel corso del 2015, la Società ha distribuito 509 milioni di standard metri cubi di gas, a fronte dei 497 milioni
dell’anno precedente (+2,5% circa), così suddivisi fra le società di vendita servite:
31.12.2014
Eni - Divisione Gas & Power
Iren Mercato
Unogas Energia
Libera Energia
Energetic
Enel energia
Eredi Campidonico
altri operatori
223
40
30
34
26
22
18
104
497
31.12.2015
209
40
37
30
28
25
20
120
509
Al 31 dicembre 2015 i punti di riconsegna attivi ammontano a 463.673 (465.668 nel 2014, con un
decremento dello 0,5%).
Nel corso del 2015 sono state gestite 40.807 richieste di subentro (cosiddetto “switching”, con un incremento
di circa il 4% rispetto alle richieste pervenute nel 2014), a seguito della variazione della società di vendita
nella fornitura del gas da parte dei clienti finali.
Infine, in ottemperanza alla Delibera dell’Autorità n. 402/13/R/com e s.m.i., riguardante le modalità
applicative del regime di compensazione della spesa per la fornitura di gas naturale sostenute dai clienti
economicamente svantaggiati (c.d. “Bonus Gas”), la Società ha ricevuto e lavorato nel corso dell’anno
17.167 richieste (con un decremento di circa il 21% rispetto al 2014).
Quadro tariffario
23
L’attività di distribuzione del gas naturale è regolamentata dall’Autorità, operativa dal 1997, e preposta alla
regolamentazione dei mercati nazionali dell’energia elettrica, del gas naturale e del sistema idrico. Tra le sue
funzioni vi sono la determinazione e l’aggiornamento delle tariffe, nonché la predisposizione delle regole per
l’accesso alle infrastrutture e per l’erogazione dei relativi servizi.
Il sistema tariffario prevede in particolare che i ricavi di riferimento per la formulazione delle tariffe siano
determinati in modo da coprire i costi sostenuti dall’operatore e consentire un’equa remunerazione del
capitale investito. Le categorie di costi riconosciuti sono tre:
-
il costo del capitale investito netto ai fini regolatori RAB (Regulatory Asset Base) attraverso l’applicazione di
un tasso di remunerazione dello stesso;
-
gli ammortamenti economico - tecnici, a copertura dei costi di investimento;
-
i costi operativi, a copertura dei costi di esercizio.
Con la Delibera 573/2013/R/gas l’Autorità ha definito i criteri tariffari per il quarto periodo di regolazione.
Di seguito sono riportati i principali elementi tariffari sulla base del quadro normativo in vigore alla data del 1
gennaio 2015.
Termine periodo di regolazione (TARIFFE)
31 dicembre 2019
Calcolo del capitale investito netto
riconosciuto ai fini regolatori (RAB)
Costo storico rivalutato
Metodo parametrico cespiti centralizzati
Remunerazione del
capitale investito netto
riconosciuto ai fini regolatori
(WACC pre-tax)
Distribuzione
6,9% anno 2015
6,1% anni 2016-2018
Misura
7,2% anno 2015
6,6% anni 2016-2018
Incentivi su nuovi investimenti
Remunerazione investimenti t-1 a compensazione del
time-lag regolatorio (dal 2013)
Fattore di efficienza (X FACTOR)
1,7% - su costi operativi distribuzione
0,0% - su costi operativi misura
Con la Delibera n. 573/2013/R/gas, pubblicata il 13 dicembre 2013, l’Autorità ha definito i criteri tariffari per
il servizio di distribuzione e per il servizio di misura per il quarto periodo di regolazione, dal 1 gennaio 2014 al
31 dicembre 2019.
Il capitale investito delle imprese distributrici (RAB) viene articolato in due categorie: capitale investito di località e
capitale investito centralizzato. Per la valutazione del capitale investito di località, viene confermato, per il primo
triennio del periodo di regolazione (2014-2016), il criterio generale di valutazione del capitale investito di località
basato sul metodo del costo storico rivalutato. Viene confermata l’applicazione dei criteri di valutazione a costi
standard per gli investimenti relativi al piano di installazione dei misuratori elettronici. Per la valutazione del
capitale investito centralizzato relativo a immobili e fabbricati industriali e ad altre immobilizzazioni materiali e
immateriali viene confermata la metodologia parametrica. Relativamente agli asset centralizzati afferenti i sistemi
di telegestione, viene previsto il riconoscimento tariffario dei costi di telelettura/telegestione e dei costi relativi ai
concentratori sostenuti dalle imprese per i primi due anni del quarto periodo regolatorio. A partire dall’anno 2016,
tali costi verranno riconosciuti sulla base di criteri output based. L’Autorità intende avviare uno specifico
procedimento volto a valutare l’ipotesi di modificare, a partire dall’anno 2017, i criteri di valutazione dei nuovi
investimenti al fine di favorire uno sviluppo efficiente del servizio nel medio - lungo termine attraverso
l’introduzione di costi standard ovvero della metodologia del “price-cap” estesa anche ai costi di capitale.
Il tasso di remunerazione (WACC) del capitale investito netto (RAB) è stato fissato pari a 6,9% in termini reali prima
delle imposte per il servizio di distribuzione e pari a 7,2% in termini reali prima delle imposte per il servizio di misura.
La maggiore remunerazione per gli investimenti di sostituzione della ghisa con giunti in canapa e piombo e
di ammodernamento degli impianti di odorizzazione previsti nel precedente periodo regolatorio vengono
24
riassorbiti nei meccanismi di determinazione dei premi e delle penalità della sicurezza del servizio di
distribuzione del gas naturale.
Viene previsto l’assorbimento del lag nel riconoscimento degli investimenti esistente nel terzo periodo di
regolazione, includendo nei valori del capitale investito i cespiti realizzati nell’anno t-1.
Le componenti di ricavo correlate alla remunerazione e agli ammortamenti vengono determinate sulla base
dell’aggiornamento annuale del capitale investito netto (RAB).
La metodologia di aggiornamento delle tariffe “price - cap” viene applicata alla sola componente dei ricavi relativa
ai costi operativi, che vengono aggiornati con l’inflazione e ridotti di un coefficiente di recupero di produttività
annuale che viene fissato, con efficacia fino all’anno 2016, pari a 1,7% per i costi operativi afferenti il servizio di
distribuzione e pari a 0% per i costi operativi afferenti il servizio di misura e di commercializzazione. I tassi di
riduzione annuale dei costi unitari riconosciuti a copertura dei costi operativi dei servizi di distribuzione, misura e
commercializzazione verranno aggiornati entro il 30 novembre 2016 ai fini della loro applicazione a valere dal 1
gennaio 2017 sulla base di uno specifico procedimento da avviarsi nel corso dell’anno 2016.
Con la Delibera n. 367/2014/R/gas, pubblicata il 25 luglio 2014, l’Autorità ha definito la regolazione delle
tariffe dei servizi di distribuzione e misura del gas per il periodo di regolazione 2014-2019 integrando, con le
disposizioni relative alle gestioni per ambito, le disposizioni di cui alla precedente Delibera n.
573/2013/R/gas relative alle gestioni comunali e sovracomunali. Le disposizioni per le gestioni d’ambito si
applicano a partire dalla data di affidamento come risulta dal contratto di servizio stipulato dalla stazione
appaltante e dal gestore entrante.
Il valore iniziale delle immobilizzazioni di località oggetto di trasferimento a titolo oneroso al gestore entrante,
riferito al 31 dicembre dell’anno precedente a quello dell’affidamento del servizio mediante gara, è calcolato
sulla base del valore di rimborso di cui all’articolo 5 del Decreto n. 226/11 riconosciuto al gestore uscente,
nel caso in cui il gestore entrante sia diverso dal gestore uscente e del valore delle immobilizzazioni nette di
località riconosciute ai fini regolatori negli altri casi.
Il valore di rimborso al termine del primo periodo di affidamento d’ambito viene determinato come somma di:
-
valore residuo dello stock esistente a inizio periodo di affidamento, valutato per tutti i cespiti soggetti a
trasferimento a titolo oneroso al gestore entrante nel secondo periodo di affidamento in funzione del valore di
rimborso, di cui all’articolo 5 del Decreto n. 226/11, riconosciuto al gestore uscente in sede di primo affidamento
per ambito, tenendo conto degli ammortamenti e delle dismissioni riconosciute ai fini tariffari nel periodo di
affidamento;
-
valore residuo dei nuovi investimenti realizzati nel periodo di affidamento ed esistenti a fine periodo,
valutati sulla base del criterio del costo storico rivalutato per il periodo in cui gli investimenti sono
riconosciuti a consuntivo, come previsto dall’Articolo 56 della RTDG (anni 2013, 2014 e 2015) e come
media tra il valore netto determinato sulla base del criterio del costo storico rivalutato e il valore netto
determinato sulla base delle metodologie di valutazione a costi standard per il periodo successivo.
Per la determinazione della quota annua di ammortamento riconosciuta ai fini tariffari viene previsto l’allungamento
delle vite utili regolatorie in coerenza con i valori adottati nel Decreto n. 226/11 e in coincidenza con l’assegnazione
delle concessioni per ambito tramite gara.
I costi operativi relativi al servizio di distribuzione nel caso di gestioni per ambito vengono fissati dall’Autorità
in funzione delle dimensioni e della densità d’ambito. Il tasso di riduzione annuale dei costi unitari
riconosciuti a copertura dei costi operativi del servizio di distribuzione, da applicare per gli aggiornamenti
delle tariffe per i primi due anni civili successivi all’anno di affidamento del servizio mediante gara d’ambito
viene fissato pari a 0%. Per gli anni successivi, il tasso di riduzione annuale sarà pari a quello previsto per le
vecchie gestioni comunali per le imprese distributrici appartenenti alla classe dimensionale oltre 300 mila
punti di riconsegna serviti.
A decorrere dall’anno 2014, l’Autorità definisce e pubblica: i) entro il 15 dicembre di ciascun anno le tariffe
obbligatorie per i servizi di distribuzione e misura del gas naturale, da applicare nell’anno successivo; ii)
entro il 31 marzo dell’anno t, in via provvisoria le tariffe di riferimento relative all’anno t, calcolate sulla base
dei dati patrimoniali preconsuntivi relativi all’anno t-1; iii) entro il 28 febbraio dell’anno t+1, in via definitiva le
tariffe di riferimento relative all’anno t, calcolate sulla base dei dati patrimoniali consuntivi relativi all’anno t-1
(anziché entro il 15 dicembre dell’anno t previsto con la precedente Delibera n. 573/2013).
25
Con la Delibera n. 634/2014/R/gas, pubblicata il 29 dicembre 2014, l’Autorità ha approvato le tariffe obbligatorie e gli
importi di perequazione bimestrale d’acconto per i servizi di distribuzione e misura del gas naturale, per l’anno 2015.
Con la Delibera n. 89/2015/R/gas, pubblicata in data 6 marzo 2015, l’Autorità ha rideterminato le tariffe di
riferimento per gli anni 2009-2013, sulla base delle istanze di rettifica pervenute da alcuni operatori entro il 16
febbraio 2015 ed ha rettificato alcuni errori materiali nella deliberazione 18 dicembre 2014, 634/2014/R/gas.
Con la Delibera n. 90/2015/R/gas, pubblicata in data 6 marzo 2015, l’Autorità ha determinato le tariffe di
riferimento definitive per l'anno 2014, sulla base di quanto disposto dall'articolo 3, comma 2, lettera b), della
RTDG, calcolate sulla base dei dati patrimoniali consuntivi relativi all'anno 2013.
Con la Delibera n. 147/2015/R/gas, pubblicata in data 2 aprile 2015, l’Autorità ha determinato le tariffe di
riferimento provvisorie per l'anno 2015, sulla base di quanto disposto dall'articolo 3, comma 2, lettera a),
della RTDG, calcolate sulla base dei dati patrimoniali preconsuntivi relativi all'anno 2014.
Con la Delibera n. 396/2015/R/gas, pubblicata in data 31 luglio 2015, l’Autorità ha modificato le tempistiche
relative ai meccanismi di perequazione per i servizi di distribuzione e misura del gas naturale e introdotto
disposizioni in materia di rettifiche dei dati trasmessi alla CSEA ai fini della perequazione.
Con la Delibera n. 583/2015/R/com, pubblicata in data 2 dicembre 2015, l’Autorità ha definito le modalità di
determinazione e aggiornamento del tasso di remunerazione del capitale investito (WACC) per i servizi
infrastrutturali regolati dei settori elettrico e gas, unificando tutti i parametri ad eccezione di quelli specifici dei
singoli servizi, tra cui il parametro beta che esprime il livello specifico di rischio non diversificabile del singolo
servizio e il peso del capitale proprio e capitale di debito impiegato per la ponderazione (rapporto D/E).
Ciò al fine di definire un quadro regolatorio maggiormente trasparente e prevedibile, garantendo omogeneità
nei criteri di determinazione del WACC ed evitando che differenze nei tassi di remunerazione dei singoli
servizi infrastrutturali regolati possano dipendere dalle condizioni specifiche dei mercati finanziari nel periodo
preso a riferimento per la fissazione del tasso di rendimento delle attività prive di rischio.
La durata del periodo regolatorio del tasso di remunerazione del capitale investito per le regolazioni
infrastrutturali dei settori elettrico e gas viene fissata in sei anni (2016-2021) e viene previsto un meccanismo
di aggiornamento del tasso a metà periodo in funzione dell'andamento congiunturale.
La revisione della metodologia di determinazione e aggiornamento del tasso di remunerazione del capitale
investito introdotta con la Delibera 583/2015/R/com ha pertanto richiesto, in relazione a tali temi, la modifica
della regolazione per la determinazione delle tariffe di distribuzione.
La Delibera riporta la formula per la determinazione del WACC e relativo aggiornamento, considerando i diversi
parametri che lo compongono: tasso reale di rendimento del capitale proprio (sulla base del tasso di rendimento
delle attività prive di rischio, del livello di inflazione, del total market return TMR e del livello del premio per il rischio
paese CRP); costo del debito in termini reali; aliquota teorica di incidenza delle imposte sul risultato di esercizio;
aliquota fiscale per il calcolo dello scudo fiscale degli oneri finanziari; livello di gearing (rapporto tra il capitale di
debito e la somma di capitale proprio e capitale di debito) per il servizio infrastrutturale regolato; fattore correttivo
per la copertura delle imposte sui profitti nominali. Inoltre, individua i parametri specifici dei diversi servizi con
riferimento al livello di gearing e al parametro beta in vigore dal 1 gennaio 2016.
Con la Delibera 645/2015/R/gas, pubblicata in data 28 dicembre 2015, l’Autorità ha approvato le tariffe
obbligatorie e gli importi di perequazione bimestrale d’acconto per i servizi di distribuzione e misura del gas
naturale per l’anno 2016.
Con la Delibera 647/2015/R/gas, pubblicata in data 22 dicembre 2015, l’Autorità ha rideterminato le tariffe di
riferimento per i servizi di distribuzione e misura del gas per gli anni 2009-2014, sulla base di alcune istanze
di rettifica presentate dalle imprese di distribuzione e pervenute entro il 15 settembre 2015.
Con la Delibera 667/2015/A, pubblicata in data 7 gennaio 2016, l’Autorità ha adottato disposizioni
conseguenti alla trasformazione della Cassa Conguaglio per il Settore Elettrico (CCSE) in ente pubblico
economico denominato “Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali” (CSEA). Ciò in conseguenza di quanto
disposto all’articolo 1 del testo della Legge di Stabilità 2016, come definitivamente approvato in data 22
dicembre 2015 dal Senato che prevede che “la Cassa Conguaglio per il Settore Elettrico, a decorrere dalla
data di entrata in vigore della presente legge, è trasformata in ente pubblico economico denominato Cassa
per i Servizi Energetici Ambientali (CSEA), operante con autonomia organizzativa, tecnica e gestionale e
sottoposto alla vigilanza del Ministero dell’Economia e delle Finanze e dell’Autorità”.
Commento ai risultati
economico - finanziari
27
L’andamento economico 2015 della Società è sintetizzato nella tabella che segue:
!
CONTO ECONOMICO
(milioni di !)
2013
2014
2015
Var. ass.
Var. %
Ricavi della gestione caratteristica
Altri ricavi e proventi
167
7
123
4
68
3
(55)
(1)
(44,7)
(25,0)
Ricavi totali
Costi operativi
174
(24)
127
(23)
71
(21)
(56)
2
(44,1)
8,7
Margine operativo lordo
Ammortamenti e svalutazioni
150
(30)
104
(23)
50
(24)
(54)
(1)
(51,9)
(4,3)
Utile operativo
Proventi (oneri) finanziari netti
120
(10)
81
(5)
26
(1)
(55)
4
(67,9)
80,0
Utile prima delle imposte
Imposte sul reddito
110
(36)
76
(25)
25
(8)
(51)
17
(67,1)
(68,0)
74
51
17
(34)
(66,7)
Utile netto
L’utile operativo conseguito nel 2015 ammonta a 26 milioni di euro, in diminuzione di 55 milioni di euro, pari
al -67,9%, rispetto al 2014. Tale decremento, da inquadrare nell’ambito dell’operazione di scissione
avvenuta nel 2014, è dovuto principalmente al saldo dei seguenti effetti:
- diminuzione dei ricavi di distribuzione calore pari a -53 milioni di euro;
- riduzione dei ricavi relativi all’attività di distribuzione gas (-2 milioni di euro);
- diminuzione dei costi operativi (2 milioni di euro):
- aumento degli ammortamenti e svalutazioni (1 milione di euro).
L’utile netto (17 milioni di euro) diminuisce di 34 milioni di euro (-66,7% rispetto al 2014), per l’effetto
combinato dei seguenti fenomeni:
- minori imposte dell’esercizio, pari a 17 milioni di euro, conseguenti alla riduzione del risultato prima delle
imposte;
- minori oneri finanziari netti, pari a 4 milioni di euro, dovuto al minor indebitamento finanziario medio
prevalentemente dovuto all’operazione di scissione del ramo teleriscaldamento e alla diminuzione dei tassi
di riferimento (Euribor);
- la predetta riduzione dell’utile operativo di 55 milioni di euro.
Riconduzione dell’utile operativo e dell’utile netto a quello adjusted
Il management valuta la performance della società sulla base dell’utile operativo e dell’utile netto nella
configurazione adjusted, ottenuti escludendo dall’utile operativo e dall’utile netto gli special item.
Le componenti reddituali sono classificate negli special item, se significative, quando: (i) derivano da eventi o
da operazioni il cui accadimento risulta non ricorrente ovvero da quelle operazioni o fatti che non si ripetono
frequentemente nel consueto svolgimento delle attività; (ii) derivano da eventi o da operazioni non
rappresentativi della normale attività del business.
L’effetto fiscale correlato alle componenti escluse dal calcolo dell’utile netto adjusted è determinato sulla
base della natura di ciascun componente di reddito oggetto di esclusione. Il management ritiene che tali
misure di performance consentano l’analisi dell’andamento dei business, assicurando una migliore
comparabilità dei risultati.
Le componenti reddituali del 2015 classificate negli special item hanno riguardato gli effetti derivanti dalla
soppressione, a far data dal 1 dicembre 2015, del Fondo Gas ai sensi della Legge 6 agosto 2015, n. 125
(2,3 milioni di euro, 1,6 milioni di euro al netto della fiscalità) e della variazione aliquota IRES sulla fiscalità
temporanea (+1 milione di euro). Tali effetti, classificati tra gli special item, sono stati pertanto esclusi dal
calcolo dell’utile netto nella configurazione adjusted.
28
Di seguito è riportata la riconduzione dall’utile operativo e dell’utile netto a quelli adjusted.
(milioni di !)
Utile operativo
- di cui special item
Utile operativo adjusted
2013
2014
2015
Var. ass.
Var. %
120
81
26
(55)
2
(67,9)
120
81
2
28
(53)
(65,4)
Proventi (oneri) netti su partecipazioni
(10)
(5)
(1)
4
(80,0)
Imposte sul reddito
- di cui special item
(36)
(25)
(8)
17
(68,0)
74
51
17
(34)
(66,7)
(32)
(62,7)
Utile netto reported
Esclusione special item:
- oneri per chiusura Fondo Gas (*)
- adeguamento fiscalità differita (Legge di Stabilità 2016)
Utile netto adjusted
2
74
51
19
(*) al netto del relativo effetto fiscale.
RICAVI
I ricavi della gestione caratteristica, pari a 68 milioni di euro, diminuiscono rispetto al 2014 di 55 milioni di
euro (-44,7%) e sono così composti:
(milioni di !)
Ricavi netti del servizio di distribuzione
Ricavi netti del servizio di teleriscaldamento
2013
2014
2015
Var. ass.
Var. %
70
97
70
53
68
(2)
(53)
(2,9)
167
123
68
(55)
(44,7)
La riduzione, pari a 55 milioni di euro, è dovuta principalmente all’effetto della scissione del Ramo
Teleriscaldamento (53 milioni di euro).
I ricavi netti di vettoriamento di gas naturale, pari a 66 milioni di euro, sono stati determinati in base alle
delibere 367/2014/R/gas e 147/2015/R/gas. La riduzione rispetto allo scorso esercizio (-2 milioni di euro) è
attribuibile prevalentemente al venir meno degli effetti positivi del conguaglio tariffario operato nel 2014.
I punti di riconsegna attivi passano da 465.668 nel 2014 a 463.668 nel 2015 (-0,4%).
I ricavi per prestazioni di servizi di distribuzione, pari a 2 milioni di euro, sono relativi a ricavi derivanti dalle
prestazioni accessorie (modifica o rimozione di impianti esistenti; attivazione, disattivazione, sospensione e
riattivazione della fornitura ai clienti finali; verifica del gruppo di misura su richiesta dei clienti finali; ecc.),
previste dal cosiddetto Codice di Rete che regola il rapporto tra le società di distribuzione e di vendita.
Gli altri ricavi e proventi (3 milioni di euro), in diminuzione di 1 milione di euro rispetto allo scorso esercizio
comprendono le seguenti voci:
(milioni di €)
Accertamento sicurezza impianti
Contributi per allacciamenti e canalizzazioni
Penalità a fornitori per inadempienze
Altri
2013
2014
1
3
1
2
7
2015
Var. ass.
3
3
1
4
3
(1)
(1)
Var. %
(25,0)
29
L’analisi dei ricavi tra attività regolate e non regolate è la seguente:
(milioni di !)
Ricavi attività regolate
Ricavi attività non regolate
2013
2014
2015
Var. ass.
Var. %
72
102
73
54
71
(2)
(54)
(2,7)
174
127
71
(56)
(44,1)
I ricavi delle attività regolate (71 milioni di euro) comprendono principalmente:
- i ricavi di distribuzione relativi al vettoriamento gas pari a 66 milioni di euro;
- i ricavi di distribuzione relativi alle prestazioni accessorie e opzionali (prevalentemente “Attivazione,
Disattivazione, Sospensione e Riattivazione della fornitura gas” e “Spostamento e rimozione dei
contatori”), pari a 2 milioni di euro;
- i ricavi per accertamento sicurezza impianti pari a 3 milioni di euro.
I ricavi delle attività non regolate diminuiscono di 54 milioni di euro per effetto della scissione del Ramo
Teleriscaldamento (-53 milioni di euro).
COSTI OPERATIVI
I costi operativi pari a 21 milioni di euro, in diminuzione di 2 milioni di euro, sono così ripartiti:
(milioni di !)
Costi variabili
Costi fissi
2013
2014
2015
Var. ass.
Var. %
24
23
21
(2)
(8,7)
24
23
21
(2)
(8,7)
Accantonamenti per rischi, oneri e svalutazione crediti al netto degli
utilizzi per esuberanza
!
I costi fissi, pari a 21 milioni di euro nel 2015, comprendono le seguenti voci:
(milioni di €)
Costo del personale
Costi esterni
2013
2014
12
12
24
10
13
23
2015
Var. ass.
9
12
21
(1)
(1)
(2)
Var. %
(10,0)
(7,7)
(8,7)
In particolare, il costo del personale, pari a 9 milioni di euro, comprende le seguenti voci:
(milioni di €)
Costo lavoro lordo
Oneri relativi alla soppressione del Fondo Gas (*)
Ricavi per prestiti di personale
Capitalizzazioni
Costi per prestiti di personale
(*) per maggiori dettagli si veda il paragrafo "Fondi rischi e oneri" della nota integrativa
2013
2014
18
15
(7)
1
12
(6)
1
10
2015
Var. ass.
12
2
(1)
(4)
9
(3)
2
(1)
2
(1)
(1)
Var. %
(20,0)
(33,3)
(10,0)
!
La forza media passa dalle 251 unità del 2014 alle 188 unità del 2015 (-25,1%) a fronte principalmente della
scissione del Ramo Teleriscaldamento. I dipendenti in servizio al 31 dicembre 2015 sono 179 rispetto ai 201
del 31 dicembre 2014 (-10,9%).
30
I costi esterni, pari a 12 milioni di euro, comprendono le seguenti voci:
(milioni di €)
Materiali, manutenzioni e prestazioni tecniche
Servizi generali (service)
Canoni e compartecipazioni per concessioni, licenze e brevetti
Servizi vari (postali, telefonici, vigilanza, energia elettrica, ecc.)
Consulenze e prestazioni professionali
Lettura contatori
Assicurazioni
Costi della gestione ordinaria
Minusvalenze patrimoniali
Altri oneri diversi
Altri costi esterni
Capitalizzazione interne (materiali di magazzino)
2013
2014
2015
Var. ass.
Var. %
4
6
2
1
2
1
1
11
1
1
2
(1)
3
1
2
1
1
14
1
10
3
2
2
1
1
1
20
1
1
(2)
1
(6)
(4)
13
(3)
12
(3)
(1)
Capitalizzazione interne (costi per servizi)
12
4
3
(1)
1
(1)
66,7
(33,3)
6
42,9
(50,0)
(7,7) !
In sintesi, la variazione dei costi operativi di -1 milione di euro rispetto all’esercizio precedente, è dovuta
principalmente ai minori costi relativi al Ramo Teleriscaldamento oggetto di scissione a luglio 2014 (-4 milioni
di euro) ed ai maggiori oneri relativi alla soppressione del Fondo Gas (+2 milioni di euro).
AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI
Nell’esercizio 2015 la Società ha effettuato ammortamenti e svalutazioni per 24 milioni di euro, così ripartiti:
(milioni di €)
Ammortamenti delle immobilizzazioni materiali
Ammortamenti delle immobilizzazioni immateriali
2013
28
2
30
2014
21
2
23
2015
23
1
24
Var. ass.
2
(1)
1
Var. %
9,5
(50,0)
4,3
!
L’allineamento della vita utile delle immobilizzazioni materiali, a quella economica-tecnica di gruppo, ha comportato
maggiori ammortamenti pari a 8 milioni di euro, di cui 6 milioni di euro per il recupero delle quote pregresse.
ONERI FINANZIARI NETTI
Gli oneri finanziari netti (1 milione di euro) diminuiscono di 4 milioni di euro rispetto al 2014 per effetto del
minor indebitamento finanziario medio prevalentemente dovuto all’operazione di scissione del Ramo
Teleriscaldamento e della diminuzione dei tassi di riferimento (Euribor).
IMPOSTE SUL REDDITO
Le imposte sul reddito (8 milioni di euro) diminuiscono, rispetto all’esercizio precedente, di 17 milioni di
euro, per effetto in particolare della riduzione del risultato prima delle imposte a seguito della scissione del
Ramo Teleriscaldamento. Il tax rate passa dal 32,9% del 2014 al 32% del 2015.
31
STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO
3
Lo schema di Stato patrimoniale riclassificato aggrega i valori attivi e passivi dello schema obbligatorio
pubblicato nel Bilancio, secondo la logica della funzionalità alla gestione dell’impresa, consentendo di
individuare le fonti delle risorse finanziarie (mezzi propri e di terzi) e gli impieghi delle stesse nel capitale
immobilizzato e in quello di esercizio.
Con riferimento alla struttura patrimoniale - finanziaria, il capitale investito netto al 31 dicembre 2015 è di 260
milioni di euro, contro i 267 milioni di euro a fine esercizio 2014.
(milioni di €)
31.12.2014 31.12.2015
Capitale immobilizzato
Immobilizzazioni materiali
Immobilizzazioni immateriali
Partecipazioni
Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa
Debiti netti relativi all’attività di investimento
Capitale di esercizio netto
Trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato
CAPITALE INVESTITO NETTO
Patrimonio netto
Indebitamento finanziario netto
COPERTURE
Var. ass.
245
247
1
240
239
4
(5)
(8)
3
(3)
26
(4)
267
148
119
267
(3)
23
(3)
260
165
95
260
(3)
1
(7)
17
(24)
(7)
IMMOBILIZZAZIONI MATERIALI E IMMATERIALI
Le immobilizzazioni materiali e immateriali sono esposte come segue:
(milioni di €)
31.12.2014 31.12.2015
247
1
248
239
4
243
Var. ass.
(8)
3
(5)
Le immobilizzazioni materiali sono composte da impianti e macchinari, terreni e fabbricati e attrezzature
industriali e commerciali. Il decremento di 8 milioni di euro deriva principalmente dall’effetto combinato degli
ammortamenti del periodo (23 milioni di euro) e degli investimenti dell’anno (16 milioni di euro).
Le immobilizzazioni immateriali pari a 4 milioni di euro, in aumento di 3 milioni di euro, si riferiscono a Diritti
di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell'ingegno per 2 milioni di euro e ad altre
immobilizzazioni immateriali e ad immobilizzazioni immateriali in corso entrambe per 1 milione di euro.
DEBITI NETTI RELATIVI ALL’ATTIVITÀ DI INVESTIMENTO
I debiti netti relativi all’attività di investimento, pari a 3 milioni di euro, riguardano essenzialmente debiti
verso fornitori per le attività di mantenimento, potenziamento ed estensione della rete di distribuzione.
3
Per la riconduzione dello schema di Stato Patrimoniale riclassificato a quello obbligatorio si veda il paragrafo successivo
“Riconduzione degli schemi i bilancio riclassificati a quelli obbligatori”.
32
CAPITALE DI ESERCIZIO NETTO
Il capitale di esercizio netto (23 milioni di euro) comprende le seguenti voci:
(milioni di €)
Crediti commerciali
Imposte anticipate
Crediti tributari
Rimanenze
Altre attività di esercizio
Debiti commerciali
Fondi per rischi e oneri
Ratei e risconti di attività regolate
Debiti tributari
Altre passività di esercizio
31.12.2014 31.12.2015
27
4
4
1
8
(4)
(1)
(1)
(2)
(10)
26
27
7
3
1
6
(6)
(3)
(2)
(10)
23
Var. ass.
3
(1)
(2)
(2)
(2)
(1)
2
(3)
La variazione del capitale d’esercizio netto di -3 milioni di euro è dovuta principalmente ai seguenti effetti
combinati:
- all’incremento delle imposte anticipate (+3 milioni di euro) a seguito principalmente dei maggiori
ammortamenti temporaneamente indeducibili (+2 milioni di euro);
- alla riduzione delle altre attività d’esercizio (-2 milioni di euro) principalmente dovuto ai minori crediti verso
la CSEA connessi al rimborso dei Titoli di Efficienza Energetica (-4 milioni di euro) e ai maggiori crediti per
incentivi per la sicurezza (+2 milioni di euro);
- all’incremento dei debiti commerciali per 2 milioni di euro dovuto alla diversa modulazione dei pagamenti
verso fornitori;
- all’aumento dei fondi rischi e oneri per 2 milioni di euro a fronte degli accantonamenti effettuati a seguito
della soppressione del Fondo Gas (2 milioni di euro).
TRATTAMENTO DI FINE RAPPORTO DI LAVORO SUBORDINATO
Il fondo trattamento di fine rapporto (3 milioni di euro), disciplinato dall’art. 2120 del Codice Civile,
rappresenta la stima dell’obbligazione relativa all’ammontare da corrispondere ai dipendenti all’atto della
cessazione del rapporto di lavoro.
PATRIMONIO NETTO
Il patrimonio netto al 31 dicembre 2015 ammonta a 165 milioni di euro e aumenta di 17 milioni di euro
rispetto al 31 dicembre 2014 per effetto del risultato d’esercizio.
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO
L’indebitamento finanziario netto è determinato dal saldo tra indebitamento, disponibilità liquide e impieghi
finanziari non strumentali all’attività operativa quali titoli e depositi bancari. Al 31 dicembre 2015 ammonta a
95 milioni di euro, registrando una diminuzione di 24 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2014. I debiti
33
finanziari al 31 dicembre 2015 riguardano debiti di tesoreria verso Snam S.p.A. e sono interamente
denominate in euro.
(milioni di €)
Debiti finanziari
Disponibilità liquide
31.12.2014 31.12.2015
Var. ass.
119
95
(24)
119
95
(24)
RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO E VARIAZIONE
DELL’INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO
Lo schema del rendiconto finanziario riclassificato sotto riportato è la sintesi dello schema legale del
rendiconto finanziario obbligatorio. Il rendiconto finanziario riclassificato consente il collegamento tra la
variazione delle disponibilità liquide tra inizio e fine periodo e la variazione dell’indebitamento finanziario
netto tra inizio e fine periodo. La misura che consente il raccordo tra i due rendiconti è il “free cash flow”
(avanzo o deficit di cassa che residua dopo il finanziamento degli investimenti).
Il free cash flow chiude alternativamente: (i) sulla variazione di cassa di periodo, dopo che sono stati
aggiunti/sottratti i flussi di cassa relativi ai debiti/attivi finanziari (accensioni/rimborsi di crediti/debiti finanziari)
e al capitale proprio (pagamento di dividendi/apporti di capitale); (ii) sulla variazione dell’indebitamento
finanziario netto di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi di indebitamento relativi al capitale
proprio (pagamento di dividendi/apporti di capitale).
Rendiconto finanziario riclassificato (*)
(milioni di €)
Utile netto
a rettifica:
- ammortamenti e altri componenti non monetari
- dividendi, interessi e imposte sul reddito
- minusvalenze (plusvalenze) nette su cessioni di attività
Variazione del capitale di esercizio relativo alla gestione
Variazione Trattamento di fine rapporto per lavoro subordinato
Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati
Flusso di cassa netto della gestione
Investimenti tecnici
Investimenti in partecipazioni, titoli e rami d'azienda
Dismissioni e cessioni parziali in imprese consolidate e rami d'azienda
Altre variazioni relative all’attività di investimento
Free cash flow
Variazione dei debiti finanziari
Flusso di cassa del capitale proprio
Altre variazioni (riduzione indeb.finanz. netto per scissione)
Flusso di cassa netto dell'esercizio
2014
2015
51
17
23
30
1
(2)
(2)
(38)
63
(17)
24
9
1
3
(1)
(9)
44
(20)
(13)
33
(170)
(70)
207
24
(24)
(*) Per la riconduzione dello schema di Rendiconto finanziario riclassificato a quello obbligatorio v. il successivo paragrafo "Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati a
quelli obbligatori".
34
Variazione indebitamento finanziario netto
(milioni di €)
2014
Free cash flow
Altre variazioni (riduzione indeb.finanz. netto per scissione)
Flusso di cassa del capitale proprio
Variazione indebitamento finanziario netto
2015
33
207
(70)
170
24
24
Il flusso di cassa netto della gestione (44 milioni di euro) ha consentito di finanziare totalmente la spesa per
investimenti, generando un free cash flow di 24 milioni di euro, impiegato per la riduzione di pari importo
dell’indebitamento finanziario netto.
RICONDUZIONE DEGLI SCHEMI DI BILANCIO RICLASSIFICATI
A QUELLI OBBLIGATORI
Conto economico riclassificato
(milioni di €)
31 dicembre 2013
Voci del Conto economico riclassificato
Riferimento alle Valori parziali
note al bilancio
da schema
obbligatorio
31 dicembre 2014
Valori da Valori parziali
schema
da schema
riclassificato
obbligatorio
31 dicembre 2015
Valori da Valori parziali
schema
da schema
riclassificato
obbligatorio
Valori da
schema
riclassificato
(dove non espressamente indicato, la
componente è ottenuta direttamente
dallo schema legale)
- Ricavi delle vendite e delle prestazioni
- Sovraccanone comunale
- Contributi allacciamenti e canalizzazioni
- Altri ricavi e proventi
- Ricavi per personale dato in prestito
- Oneri da Titoli di Efficienza Energetica
- Contributi allacciamenti e canalizzazioni
Ricavi totali
Costi operativi
- Costi della produzione
- Incrementi di immobil. per lavori interni
- Ricavi per personale dato in prestito
- Oneri da Titoli di Efficienza Energetica
- Sovraccanone comunale
- Riclassifica voce oneri straordinari
Margine operativo lordo
Ammortamenti e svalutazioni
Utile operativo
Proventi netti su partecipazioni
167
(vedi nota 12)
123
(vedi nota 12)
174
(4)
(3)
(vedi nota 14)
8
14
(4)
3
(10)
(vedi nota 16)
123
7
4
(vedi nota 12)
174
(24)
(vedi nota 15,
16, 17, 18, 20)
(vedi nota 13)
127
(23)
(40)
8
(41)
8
(vedi nota 16)
4
4
10
(vedi nota 22)
(vedi nota 19)
(vedi nota 21)
Proventi (oneri) straordinari netti
(vedi nota 22)
- Riclassifica della voce tra i costi operativi
Utile prima delle imposte
Imposte sul reddito
Utile netto
(vedi nota 22)
(vedi nota 24)
71
(21)
(36)
13
1
4
(vedi nota 14)
(vedi nota 20)
3
8
(1)
(4)
(vedi nota 14)
(vedi nota 20)
68
68
(3)
150
(30)
120
(10)
104
(23)
81
(5)
50
(24)
26
(1)
3
(3)
110
36
74
76
25
51
25
8
17
35
!
36
Rendiconto finanziario riclassificato
(milioni di !)
2014
Voci del rendiconto finanziario riclassificato e
confluenze delle voci dello schema legale
Valori parziali
da schema
obbligatorio
2015
Valori
da schema
riclassificato
Utile netto
Valori parziali
da schema
obbligatorio
Valori
da schema
riclassificato
51
17
Rettifiche per ricondurre l'utile al flusso di cassa da attività operativa:
Ammortamenti e altri componenti non monetari
- ammortamenti
23
23
Minusvalenze (plusvalenze) nette su cessioni di attività
Dividendi, interessi, imposte
24
24
1
1
30
9
- dividendi
- interessi attivi
- interessi passivi
5
1
- imposte su reddito
26
11
- imposte su reddito differite
(1)
Variazione del capitale di esercizio:
(3)
(2)
3
- rimanenze
- crediti commerciali
- debiti commerciali
- fondi per rischi e oneri
(5)
4
(1)
(2)
- altre attività e passività
5
Variazione trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato
Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati:
(2)
(1)
(38)
(9)
- dividendi incassati
- interessi incassati
- interessi pagati
- imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati
(5)
Flusso di cassa netto da attività operativa
Investimenti tecnici:
- immobilizzazioni immateriali
- immobilizzazioni materiali
(1)
(33)
(8)
63
44
(17)
(20)
(1)
(4)
(16)
(16)
Investimenti in partecipazioni, titoli e rami d'azienda:
- partecipazioni
- investimenti in rami d'azienda
Dismissioni e cessioni parziali in imprese consolidate e rami d'azienda:
- immobilizzazioni immateriali
- immobilizzazioni materiali
- rami d'azienda
- partecipazioni
Altre variazioni relative all’attività di investimento/disinvestimento:
(13)
- investimenti finanziari: titoli
- investimenti finanziari: crediti finanziari
- variazione debiti e crediti relativi all’attività di investimento
(13)
Free cash flow
Variazione debiti finanziari correnti e non correnti:
33
24
(170)
(24)
- assunzione debiti finanziari non correnti
- rimborsi di debiti finanziari non correnti
- incremento (decremento) di debiti finanziari correnti
(68)
(102)
Flusso di cassa del capitale proprio:
- dividendi distribuiti agli azionisti
- altre variazioni (riduzione indebitamento finanziario netto per scissione)
Flusso di cassa netto dell'esercizio
!
(24)
(70)
(70)
207
!
Fattori di incertezza
e gestione dei rischi
39
Pur mantenendo un limitato profilo di rischio economico e finanziario, in quanto concentrato in business
regolati, le Società del Gruppo Snam applicano un approccio strutturato e sistemico di governo di tutti i rischi
che possono influire sulle condizioni alla base della creazione di valore.
Attraverso l’Enterprise Risk Management (ERM) e la nuova Politica di Gestione del rischio, emanata nel
2015, Snam ha inteso rafforzare tale area dotandosi di un metodo di individuazione, valutazione, gestione e
controllo dei rischi strutturato e omogeneo per tutte le società del gruppo. Il modello ERM è gestito da una
funzione aziendale dedicata di Snam, è iterativo e prevede una valutazione dei rischi integrata, trasversale e
dinamica che valorizza i sistemi di gestione già esistenti nei singoli processi aziendali.
Monitoraggio e reporting: la
mappatura dei rischi è
aggiornata periodicamente in
funzione della valutazione
“enterprise” ed è comunque
almeno annuale, anche per i
rischi a bassa prioritizzazione.
L’attività periodica di reporting
garantisce, ai diversi livelli
aziendali, la disponibilità e la
rappresentazione delle informazioni relative alle attività di
gestione e di monitoraggio dei
rischi di competenza.
Definizione strategia di
gestione: per tutti i rischi
vengono individuate le azioni
di gestione ed eventuali
interventi specifici con le relative
tempistiche di attuazione ed
associata una tipologia di
gestione dei rischi tra quelle
codificate. I piani di gestione
relativi ai principali rischi sono
presentati al Comitato Controllo
e Rischi.
Identificazione e misurazione
degli eventi rischiosi afferenti
ai processi aziendali e i fattori
di rischio esterni che potrebbero
influire sul conseguimento degli
obiettivi aziendali, sia attraverso
impatti diretti sui valori economici
e finanziari aziendali (minori
ricavi o maggiori costi), sia
attraverso effetti negativi di tipo
intangibile su altri capitali, prima
fra tutti la “licence-to-operate”.
Valutazione enterprise e
prioritizzazione: a ciascun
evento viene assegnata una
“misurazione enterprise”, che
sintetizza per ciascun rischio
le diverse valutazioni effettuate
dai Risk Owner e dalle unità
centralizzate con competenze
specialistiche.
La prioritizzazione dei rischi
è definita, invece, dalla combinazione delle misure di
impatto e probabilità.
Nel corso del 2015 sono stati completati 4 cicli di risk assessment, secondo il modello sopra descritto, che
hanno coinvolto tutto il Gruppo Snam. A fine 2015 risultano mappati circa 360 rischi enterprise suddivisi tra
tutti i processi aziendali.
Oltre all’attività ordinaria di verifica e controllo dei rischi mappati sono state condotte alcune attività
finalizzate al miglioramento continuo del modello adottato e a supportare i gestori dei rischi. In dettaglio:
- analisi e classificazione di tutte le cause dei rischi al fine di meglio individuare le “root causes” (cause
radici) e i relativi interventi di gestione e/o mitigazione. La classificazione è stata condotta distinguendo le
cause in endogene ed esogene e suddividendole ulteriormente in categorie (persone, processi, normativa,
fornitori ecc.) e sottocategorie;
- predisposizione di un piano integrato degli interventi che raggruppa tutti gli interventi e le relative
tempistiche per gestire e/o mitigare i rischi;
40
- messa a punto di una metodologia per l’individuazione e la misurazione degli effetti positivi degli eventi
(opportunità);
- messa in produzione di uno strumento informativo che consenta di svolgere on line le operazione cicliche
di verifica della mappatura dei rischi.
Una caratteristica di maggior valore del modello ERM adottato
da Snam è la trasversalità della misura degli impatti.
Ogni evento rischioso può avere infatti dieci tipologie di
impatto, alcuni determinati dagli owner dei rischi (impatti
operativi) ed altri dalle funzioni specialistiche (es. l’impatto
legale di un evento viene valutato dalla funzione Affari legali e
societari e compliance). Ciò significa una valutazione del
rischio di squadra da differenti angolature. Tra gli impatti
operativi
numericamente
prevale
l’impatto
industriale
coerentemente con il fatto che l’individuazione dei rischi parte
dall’analisi dei processi. Tra gli impatti specialistici emergono
gli impatti reputazionale e legale a conferma di un contesto
esterno sempre più globalizzato e normativamente più
complesso.
MODALITÀ DI GESTIONE DEI PRINCIPALI RISCHI
I principali rischi identificati e gestiti da AES Torino sono i seguenti:
− il rischio regolatorio, derivante dall’evoluzione della normativa di riferimento;
− il rischio mercato e competizione, legato alla titolarità delle concessioni della distribuzione del gas;
− il rischio legale e di non conformità, legato al rispetto delle norme e dei regolamenti e dalla possibile
variazione della normativa e/o giurisprudenza di riferimento;
− i rischi operativi, derivanti dalla possibilità che si verifichino incidenti, malfunzionamenti e guasti con danni
alle persone e all’ambiente e con riflessi sui risultati economico - patrimoniali;
− i rischi finanziario e di liquidità, derivanti dalla mancanza di risorse finanziarie per far fronte agli impegni a
breve termine, dall’esposizione alle fluttuazioni dei tassi di interesse e all’esposizione della Società a
potenziali perdite su crediti conseguenti al mancato adempimento delle obbligazioni assunte dalle
controparti.
RISCHIO REGOLATORIO
Rischi derivanti dall’evoluzione della normativa di riferimento
AES Torino svolge la propria attività in un settore del gas soggetto a regolamentazione. Le direttive e i
provvedimenti normativi emanati in materia dall’Unione Europea e dal Governo Italiano, le decisioni
dell’Autorità e più in generale la modifica del contesto normativo di riferimento possono avere per la Società
un impatto significativo sull’operatività, i risultati economici e l’equilibrio finanziario.
Considerando la specificità del business e il contesto in cui AES Torino opera, particolare rilievo assume
l’evoluzione del contesto regolatorio in materia di criteri per la determinazione delle tariffe di riferimento.
41
4
Con la Delibera n. 573/2013/R/gas , l’Autorità ha definito i criteri di determinazione delle tariffe di riferimento
per il quarto periodo di regolazione del servizio della distribuzione del gas naturale.
Non si possono escludere futuri cambiamenti nelle politiche normative adottate dall’Unione Europea o a
livello nazionale che potrebbero avere ripercussioni impreviste sul quadro normativo di riferimento e, di
conseguenza, sull’attività e sui risultati di AES Torino.
RISCHIO MERCATO E COMPETIZIONE
Rischi relativi alle gare per l’assegnazione della concessione di distribuzione del gas
Alla data del 31 dicembre 2015, AES Torino è titolare della concessione di distribuzione di gas naturale nella
città di Torino. In base a quanto stabilito dalla vigente normativa applicabile alla concessione di cui è titolare
AES Torino, le gare per i nuovi affidamenti del servizio di distribuzione del gas saranno bandite non più per
singolo comune, ma esclusivamente per ambiti territoriali minimi (ATEM). Con il progressivo svolgimento
delle gare, AES Torino potrebbe non aggiudicarsi la titolarità della concessione, oppure potrebbe
aggiudicarsela a condizioni meno favorevoli di quelle attuali, con possibili impatti negativi sull’attività
operativa e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria, fermo restando, nel caso di mancata
aggiudicazione, relativamente al comune precedentemente gestito dall’impresa, l’incasso del valore di
rimborso previsto a favore del gestore uscente.
Rischi relativi alla quantificazione del rimborso a carico del nuovo gestore
Con riferimento alle concessioni di distribuzione gas relativamente alle quali AES Torino è anche proprietaria
delle reti e degli impianti, il D.Lgs. n. 164/00, come più volte successivamente integrato e modificato,
stabilisce che il valore di rimborso riconosciuto ai gestori uscenti del servizio, titolari degli affidamenti e delle
concessioni in essere, è calcolato nel rispetto di quanto stabilito nelle convenzioni o nei contratti, purché
stipulati prima della data di entrata in vigore del regolamento di cui al D.M. 12 novembre 2011 n. 226 (cioè
prima dell’11 febbraio 2012), e, per quanto non desumibile dalla volontà delle parti, nonché per gli aspetti
non disciplinati dalle medesime convenzioni o contratti, in base alle Linee Guida su criteri e modalità
operative per la valutazione del valore di rimborso, successivamente predisposte dal Ministero dello
5
Sviluppo Economico con documento del 7 aprile 2014 e approvate con D.M del 22 maggio 2014 . In ogni
caso, dal valore di rimborso sono detratti i contributi privati relativi ai cespiti di località, valutati secondo la
metodologia della regolazione tariffaria vigente.
In caso di disaccordo tra l’Ente Locale e il gestore uscente con riferimento alla determinazione del valore di
rimborso, il bando di gara riporta un valore di riferimento da utilizzare ai fini della gara, determinato come il
più grande fra la stima dell'Ente locale concedente e la RAB.
Il D.M. 12 novembre 2011 n. 226, sui criteri di gara e di valutazione dell’offerta, stabilisce che il gestore
subentrante acquisisce la proprietà dell’impianto con il pagamento del valore di rimborso al gestore uscente,
ad eccezione delle eventuali porzioni di impianto di proprietà comunale. A regime, cioè nei periodi successivi
al primo, il rimborso al gestore uscente sarà comunque pari al valore delle immobilizzazioni nette di località,
al netto dei contributi pubblici in conto capitale e dei contributi privati relativi ai cespiti di località, calcolato
con riferimento ai criteri usati dall'Autorità per determinare le tariffe di distribuzione (RAB).
Alla luce della nuova disciplina giuridica intervenuta, sussiste, pertanto, l’eventualità che in alcuni casi la
valutazione del valore di rimborso sia inferiore al valore RAB.
4
Per maggiori dettagli si rimanda al capitolo “Quadro tariffario” della Relazione sulla gestione.
In altre parole, le specifiche metodologie previste nei singoli contratti di concessione vigenti e stipulati precedentemente all’11 febbraio
2012 prevalgono su quanto contenuto nelle Linee Guida, ma con le limitazioni previste da queste ultime e con quelle previste dal
regolamento criteri di gara di cui al D.M. n. 226/11.
5
42
RISCHIO LEGALE E DI NON CONFORMITÀ
Il rischio legale e di non conformità riguarda il mancato rispetto, in tutto o in parte, delle norme e dei
regolamenti a livello europeo, nazionale, regionale e locale cui la Società deve attenersi in relazione alle attività
che svolge. La violazione delle norme e dei regolamenti può comportare sanzioni penali, civili e/o
amministrative nonché danni patrimoniali, economici e/o reputazionali. Con riferimento a specifiche fattispecie,
tra l’altro la violazione della normativa a protezione della salute e sicurezza dei lavoratori e dell’ambiente e la
violazione delle norme per la lotta alla corruzione, può inoltre comportare sanzioni, anche rilevanti, a carico
dell’azienda in base alla responsabilità amministrativa degli enti (D.Lgs. 8 giugno 2001, n. 231).
RISCHI OPERATIVI
La Società si è dotata di sistemi di gestione per l’ambiente e per la salute e sicurezza dei lavoratori, basati
sui principi di una propria Politica di Salute, Sicurezza, Ambiente e Qualità, consolidata ormai da diversi anni
in azienda.
La documentazione e l’applicazione dei Sistemi di Gestione di AES Torino sono certificati conformemente a
normative internazionali.
L’adozione di procedure e sistemi di gestione che tengono conto delle specificità dell’attività di Italgas,
congiuntamente al costante miglioramento e ammodernamento degli impianti, garantiscono l’individuazione,
la valutazione e la mitigazione dei rischi, seguendo un ciclo di miglioramento continuo.
La Società pone la massima attenzione ai propri processi operativi in maniera globale: dalla progettazione e
realizzazione degli impianti e al successivo utilizzo e manutenzione. Per la gestione delle attività e il controllo
operativo, vengono utilizzate specifiche tecniche in continuo aggiornamento e sviluppate in conformità alle
best practices internazionali.
Lo sviluppo e il mantenimento della normativa tecnica e dei sistemi di gestione per l’ambiente e per la salute
e sicurezza dei lavoratori, sono basati su un ciclo annuale di pianificazione, attuazione, controllo, riesame
dei risultati e definizione di nuovi obiettivi.
Il sistema di controllo dei sistemi di gestione è garantito dal monitoraggio degli indicatori di salute, sicurezza
e ambiente, dalla reportistica periodica e attraverso verifiche ispettive nei siti operativi e di sede che
prevedono:
− Technical Audit, volti ad accertare la corretta applicazione dei Sistemi di Gestione, in coerenza con il
Codice Etico e il Modello Organizzativo 231;
− verifiche di certificazione/mantenimento/rinnovo delle certificazioni dei sistemi di gestione (con frequenza
almeno annuale effettuate da un ente certificatore esterno);
− verifiche sulle attività in appalto in materia di salute, sicurezza e ambiente.
I rilievi riscontrati vengono esaminati unitamente ai risultati ottenuti dal controllo dei processi operativi,
fornendo le informazioni di base per la pianificazione delle attività future e la definizione dei nuovi obiettivi,
nel rispetto dei principi assunti da Snam.
Sono adottati gli strumenti normativi e organizzativi di prevenzione (reperibilità, contratti di beni e servizi,
formazione e addestramento, ecc.) e di gestione di eventuali emergenze operative che possono avere
impatto su asset, persone e ambiente, individuando le dovute azioni finalizzate a limitare i danni.
In aggiunta al sistema di gestione, monitoraggio e risposta ai rischi e agli eventi HSE, la Società ha attivato
coperture assicurative allo scopo di limitare i possibili effetti patrimoniali negativi derivanti dai danni provocati
a terzi e alle proprietà industriali che possano verificarsi durante la fase operativa e/o durante l’esecuzione di
lavori di investimento.
L’ammontare coperto varia in base alla tipologia dell’evento ed è determinato attraverso la best practice di
valutazione dei rischi attualmente in uso nel mercato.
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Rischi derivanti da eventuali malfunzionamenti della rete di gasdotti
La gestione del sistema di distribuzione della Società, per la sua complessità, ampiezza e articolazione,
implica potenziali rischi di malfunzionamento e di imprevista interruzione di servizio, non dipendenti dalla
volontà della Società, in quanto imputabili a incidenti, guasti, malfunzionamenti di apparecchiature o sistemi
di controllo, minor resa di impianti ovvero a eventi straordinari, quali esplosioni, incendi, terremoti, frane o
altri simili eventi di forza maggiore. Tali eventi potrebbero, inoltre, causare danni rilevanti a persone, cose o
all’ambiente. Le eventuali interruzioni di servizio e gli obblighi di risarcimento causati da tali eventi
potrebbero determinare riduzioni dei ricavi e/o incrementi dei costi. Benché la Società abbia stipulato
specifici contratti di assicurazione a copertura di alcuni tra tali rischi, le relative coperture assicurative
potrebbero infatti risultare insufficienti a far fronte a tutte le perdite subite, agli obblighi di risarcimento e agli
incrementi di spesa.
Rischi derivanti dalla stagionalità del business
L’attività svolta dalla Società non presenta fenomeni di stagionalità in grado di influenzare significativamente
i risultati economico - finanziari semestrali e annuali.
Rischi ambientali
L’attività di AES Torino è soggetta alla normativa italiana e dell’Unione Europea in materia di tutela
dell’ambiente.
AES Torino svolge la propria attività nel rispetto delle leggi e dei regolamenti in materia di ambiente e
sicurezza. Ciò considerato, non può tuttavia essere escluso con certezza che la Società possa incorrere in
costi o responsabilità anche di dimensioni rilevanti. Sono, infatti, difficilmente prevedibili le ripercussioni
economico-finanziarie di eventuali danni ambientali, anche in considerazione dei possibili effetti di nuove
disposizioni legislative e regolamentari per la tutela dell’ambiente, dell’impatto di eventuali innovazioni
tecnologiche per il risanamento ambientale, della possibilità dell’insorgere di controversie e della difficoltà di
determinare le eventuali conseguenze, anche in relazione alla responsabilità di altri soggetti.
La Società è impegnata in attività di bonifica di siti contaminati per effetto dell’attività di produzione di gas
manifatturato svolta in passato, rimozione e smaltimento rifiuti (per demolizione di strutture impiantistiche
obsolete) ed eliminazione di materiali contenenti amianto. A copertura delle passività stimate in relazione
agli adempimenti previsti dalla vigente normativa, è stato costituito un fondo.
Il D.Lgs n. 164/00, relativo alla liberalizzazione del mercato del gas, all’art. 16.4 prevede che le aziende
distributrici di gas naturale per impieghi civili perseguano obiettivi di risparmio energetico negli utilizzi finali e
nello sviluppo delle fonti rinnovabili; a fronte dei risultati conseguiti, ai distributori sono assegnati i cosiddetti
Titoli di Efficienza Energetica (istituiti con i DD.MM. 20 luglio 2004, aggiornato e modificato da quello del 28
dicembre 2013), il cui annullamento origina un rimborso da parte della Cassa per i Servizi Energetici e
Ambientali CSEA (ex Cassa Conguaglio per il Settore Elettrico CCSE) sulla base di fondi costituti attraverso
la componente RE (Risparmio Energetico) delle tariffe di distribuzione.
A fronte dei quantitativi nazionali annui di risparmio energetico che devono essere perseguiti attraverso il
meccanismo dei certificati bianchi definiti per il periodo 2013-2016, l’Autorità con la Delibera n.13 del 2014
ha determinato gli obiettivi specifici di risparmio energetico per tale periodo in capo ai distributori di energia
elettrica e di gas naturale.
RISCHI FINANZIARI E DI LIQUIDITÀ
I rischi di natura finanziaria e di liquidità sono descritti nelle Note al bilancio all’interno del capitolo “Gestione
dei rischi finanziari e di liquidità” a pag. 82.
Altre informazioni
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RAPPORTI CON PARTI CORRELATE
Le operazioni compiute dalla Società con le parti correlate riguardano essenzialmente la prestazione di servizi e la
compravendita di beni con la controllante Snam S.p.A. e con società da quest’ultima controllate, collegate o a
controllo congiunto nonché con altre società possedute o controllate dallo Stato, oltre che la provvista e l’impiego di
mezzi finanziari con la controllante Snam. Tutte le operazioni fanno parte dell’ordinaria gestione, sono regolate a
condizioni di mercato, cioè alle condizioni che si sarebbero applicate fra due parti indipendenti, e sono state
compiute nell’interesse dell’impresa. Ai sensi delle disposizioni della normativa applicabile, la Società ha adottato
procedure interne per assicurare la trasparenza e la correttezza sostanziale e procedurale delle operazioni con parti
correlate, realizzate dalla Società stessa o dalle sue società controllate. Gli ammontari dei rapporti di natura
commerciale e diversa e di natura finanziaria posti in essere con le parti correlate e la descrizione della tipologia
delle operazioni più rilevanti sono evidenziati nelle Note al Bilancio di esercizio.
RAPPORTI CON IL SOGGETTO DOMINANTE E CON LE IMPRESE SOGGETTE
ALLA SUA ATTIVITÀ DI DIREZIONE E COORDINAMENTO
AES Torino S.p.A. è soggetta all’attività di direzione e coordinamento di Snam S.p.A.. I rapporti con Snam
S.p.A. e con le imprese soggette alla sua attività di direzione e coordinamento costituiscono rapporti con
parti correlate e sono commentati alla nota “Rapporti con parti correlate” delle Note al Bilancio di esercizio.
AZIONI PROPRIE E DI SOCIETÀ CONTROLLANTI
La Società non possiede al 31 dicembre 2015 azioni proprie né delle controllanti Snam S.p.A. ed Italgas
S.p.A., né ha mai effettuato acquisti o vendite di tali azioni, direttamente o indirettamente per mezzo di
società controllate, collegate, fiduciarie o per interposta persona.
SEDI SECONDARIE
In relazione al disposto dell’art. 2428 del Codice Civile, si attesta che AES Torino S.p.A. non ha sedi secondarie.
ATTIVITÀ DI RICERCA E SVILUPPO
La Società non ha sostenuto nell’anno costi di ricerca e sviluppo.
OPERAZIONI SOCIETARIE
Le principali operazioni, completate nel 2015, che hanno riguardato rami d’azienda o partecipazioni
azionarie sono state descritti nei “Principali eventi” a pag. 7.
FATTI DI RILIEVO AVVENUTI DOPO LA CHIUSURA DELL’ESERCIZIO
A far data dal 1 gennaio 2016 ha efficacia l’atto di fusione di AES Torino in Italgas S.p.A. sottoscritto il 21 dicembre 2015.
Governo societario
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CODICE ETICO E PRINCIPI DEL SISTEMA DI CONTROLLO E DI GESTIONE
DEI RISCHI
La Società adotta e si impegna a promuovere e mantenere un adeguato sistema di controllo interno e di
gestione dei rischi, da intendersi come l’insieme di tutti gli strumenti necessari o utili a indirizzare, gestire e
verificare le attività di impresa con l’obiettivo di assicurare il rispetto delle leggi e delle procedure aziendali, di
proteggere i beni aziendali, di gestire in modo ottimale ed efficiente le attività e di fornire dati contabili e
finanziari accurati e completi.
Il Codice Etico, redatto la prima volta il 21 marzo 2002, è stato predisposto allo scopo di conformare
l'insieme dei valori in cui riconoscersi, accettare e condividere l'insieme delle responsabilità da assumere
verso l'interno e verso l'esterno dell'Azienda.
L'osservanza da parte di tutti i dipendenti della Società è di importanza fondamentale per il buon
funzionamento, l'affidabilità e la reputazione della stessa AES Torino, fattori indispensabili per il successo
dell'Impresa.
Il Codice Etico definisce i principi guida su cui si fonda l’intero sistema di controllo interno e di gestione dei
rischi.
Il sistema di controllo interno e di gestione dei rischi è sottoposto nel tempo a verifica e aggiornamento, al
fine di garantirne costantemente l’idoneità a presidiare le principali aree di rischio dell’attività di impresa.
In data 5 maggio 2015 la Società ha adottato il Codice Etico di Snam in sostituzione del previgente “Codice
Etico e di comportamento”.
MODELLO 231 E ORGANISMO DI VIGILANZA
Modello 231
Il Consiglio di Amministrazione ha adottato un proprio Modello di Organizzazione, gestione e controllo ai
sensi del Decreto Legislativo 8 giugno 2001, n. 231 (“Modello 231”) per la prevenzione dei reati di cui alla
normativa sulla responsabilità amministrativa delle società per i reati commessi nell’interesse o a vantaggio
dell’azienda (D.Lgs.n. 231/2001) e ha nominato un Organismo di Vigilanza dotato di autonomi poteri di
iniziativa e controllo, in conformità alla disciplina di legge.
Il Consiglio di Amministrazione di AES Torino S.p.A. ha approvato in data 11 aprile 2014 il nuovo testo del
Modello 231 che risulta aggiornato ai seguenti nuovi reati presupposto:
-
reati relativi all'impiego di cittadini di paesi terzi con soggiorno irregolare;
-
reato di induzione indebita a dare o promettere utilità;
-
reato di corruzione tra privati;
-
reati ambientali.
Il Modello 231 è costituito da un insieme organico di principi, regole, disposizioni in merito, tra l’altro, alla
gestione e al controllo di ciascun processo aziendale, la cui finalità è quella di tutelare la Società da
eventuali condotte che possano comportare la responsabilità amministrativa, ai sensi del D.Lgs. n.
231/2001, in relazione a taluni reati commessi o tentati nell’interesse o a vantaggio della Società da soggetti
in posizione c.d. “apicale” all’interno della struttura stessa o da soggetti sottoposti alla vigilanza e controllo di
questi.
Organismo di Vigilanza
Il Consiglio di Amministrazione di AES Torino S.p.A., nell'adunanza del 5 maggio 2015, ha deliberato la
riformulazione della composizione dell'Organismo di Vigilanza.
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L’Organismo di Vigilanza è composto da tre membri esterni alla Società, uno indipendente con funzione di
Presidente, uno appartenente alla Direzione Affari Legali, Societari e Compliance di Snam e uno
appartenente alla funzione Internal Audit di Snam.
L’Organismo di Vigilanza vigila sull’effettività del Modello 231 e sul monitoraggio dell’attività di attuazione e
aggiornamento dello stesso. Esso esamina l’adeguatezza del Modello 231 nella prevenzione dei
comportamenti illeciti e cura i flussi informativi di competenza con le varie funzioni aziendali. L’Organismo di
Vigilanza svolge altresì il ruolo di Garante del Codice Etico.
Nello svolgimento dei compiti assegnati, l’Organismo di Vigilanza ha accesso senza limitazioni alle
informazioni aziendali per le attività di indagine, analisi e controllo. È fatto obbligo di informazione, in capo a
qualunque funzione aziendale, dipendente e/o componente degli organi sociali, a fronte di richieste da parte
dell’Organismo di Vigilanza, o al verificarsi di eventi o circostanze rilevanti, ai fini dello svolgimento delle
attività di competenza dell’Organismo di Vigilanza.
Nel caso di emersione di eventuali aspetti critici, l’Organismo di Vigilanza comunica l’esito delle attività svolte
nell’esercizio dei compiti assegnati.
Sono previsti i seguenti flussi informativi da parte dell’Organismo di Vigilanza:
−
continuativo, nei confronti del Presidente;
−
almeno semestralmente, nei confronti del Consiglio di Amministrazione e del Collegio Sindacale;
−
immediato, ove risultino accertati fatti di particolare materialità o significatività, al Collegio Sindacale.
Sono istituiti “canali informativi dedicati” per facilitare il flusso di comunicazioni e informazioni.
PROCEDURA ANTI-CORRUZIONE
Nell’adunanza del 1 dicembre 2014 il Consiglio di Amministrazione di AES Torino ha recepito la Procedura
Anticorruzione di Snam che in coerenza con quanto previsto dal Codice Etico, proibisce la corruzione in ogni
sua forma con riferimento a qualsiasi soggetto pubblico o privato nazionale e internazionale ed è parte
integrante di un più ampio sistema di controllo di etica di impresa finalizzato a garantire la compliance della
Società alle leggi anticorruzione e ai migliori standard internazionali nella lotta alla corruzione, anche a tutela
della reputazione della Società.
La Procedura Anticorruzione è altresì adottata in osservanza del decimo principio del Global Compact,
iniziativa internazionale avviata nel 2000 dalle Nazioni Unite per sostenere dieci principi universali relativi ai
diritti umani, al lavoro, all’ambiente e alla lotta alla corruzione.
IL SISTEMA DI CONTROLLO INTERNO SULL’INFORMATIVA FINANZIARIA
6
Il Sistema di Controllo Interno sull’Informativa Societaria (SCIS) è il processo finalizzato a garantire l’attendibilità ,
7
8
l’accuratezza , l’affidabilità e la tempestività dell’informativa societaria in tema di financial reporting, nonché la
capacità dei processi aziendali al riguardo rilevanti di produrre tale informativa in accordo con i principi contabili.
Il Gruppo Snam si è dotato di un corpo normativo che definisce le norme, le metodologie, i ruoli e le
responsabilità per la progettazione, l’istituzione, il mantenimento nel tempo, nonché la valutazione
dell’efficacia del Sistema di Controllo Interno sull’Informativa Societaria, che si applica a Snam e alle società
da essa controllate, tenendo conto della loro significatività in termini di contribuzione delle stesse ai valori di
bilancio consolidato del gruppo Snam e di rischiosità delle attività svolte.
6
Attendibilità dell’informativa: informativa che ha le caratteristiche di correttezza e conformità ai principi contabili generalmente accettati
e possiede i requisiti richiesti dalle leggi e dai regolamenti applicabili.
7
Accuratezza dell’informativa: informativa priva di errori.
8
Affidabilità dell’informativa: informativa che ha le caratteristiche di chiarezza e completezza tali da indurre decisioni di investimento
consapevoli da parte degli investitori.
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Il modello di controllo interno sull’informativa societaria adottato dal Gruppo Snam è stato definito
coerentemente con le previsioni dell’art. 154-bis del Decreto legislativo 24 febbraio 1998 n. 58 (Testo Unico
della Finanza - T.U.F.), introdotto dalla Legge 28 dicembre 2005 n. 262 e si basa, sotto il profilo
metodologico, sul “COSO Framework” (“Internal Control – Integrated Framework” emesso dal Committee of
Sponsoring Organizations of the Treadway Commission), modello di riferimento a livello internazionale per
l’istituzione, l’aggiornamento, l’analisi e la valutazione del sistema di controllo interno, il cui ultimo
aggiornamento è stato pubblicato nel mese di maggio 2013.
Il Sistema di Controllo Interno sull’Informativa Societaria del Gruppo Snam è regolato da normative interne
che hanno l’obiettivo di definire: i) i principi, le logiche di funzionamento e le metodologie del sistema; ii) i
ruoli e le responsabilità relative all’istituzione, all’aggiornamento e alla valutazione della sua costante
efficacia; iii) le attività da porre in essere per assicurarne il funzionamento.
Le normative sul SCIS sono organizzate prevedendo una procedura sul “Sistema di Controllo Interno
sull’Informativa Societaria del Gruppo Snam” e nove istruzioni operative.
La procedura illustra l’articolazione del sistema nel suo complesso, partendo dai presupposti, le finalità e il
modello di riferimento, fino a descrivere le caratteristiche delle singole componenti, le modalità di
monitoraggio, valutazione e reporting, nonché le principali responsabilità.
Le istruzioni operative disciplinano nel dettaglio, per ciascuno degli aspetti trattati, le figure coinvolte, le specifiche
attività e modalità operative da porre in essere e riguardano “Scoping”, “Risk Assessment Process Level
Controls”, “Lista delle applicazioni rilevanti”, “Raccolta e gestione dei flussi informativi e dei risultati delle attività di
controllo e valutazione delle carenze”, “Campionamento nei monitoraggio di linea”, “Company Entity Level
Controls”, “Process Level Controls”, “Information Technology General Controls”, “Segregation of Duties”.
La progettazione, l’istituzione e il mantenimento del Sistema di Controllo Interno sull’Informativa Societaria sono
garantiti mediante le attività di scoping, l’individuazione e la valutazione dei rischi e dei controlli (a livello aziendale e
di processo, attraverso le attività di risk assessment e di monitoraggio) ed i relativi flussi informativi (reporting).
La definizione dello scoping è finalizzata a individuare le società del Gruppo Snam in ambito al SCIS,
definendo, per ciascuna di esse, le componenti da applicare, le voci e le informazioni di bilancio a tal fine
significative, nonchè i processi ad esse associati.
Le attività di risk assessment per i processi rilevanti sono mirate a identificare le specifiche attività in grado di
generare rischi di errore, non intenzionale, o di frode, che potrebbero avere effetti rilevanti sul bilancio, e a
fronte delle quali sono definiti e formalizzati i controlli.
I controlli sono oggetto di regolare valutazione (monitoraggio), per verificarne nel tempo l’adeguatezza del disegno e
l’effettiva operatività; a tal proposito, sono previste attività di monitoraggio di linea, affidate al management
responsabile dei processi/attività rilevanti, e attività di monitoraggio indipendente, affidate all’Internal Audit.
Inoltre, nell’ambito dell’incarico conferito da Snam avente per oggetto l’esame dell’adeguatezza del sistema
di controllo interno e connesso alla predisposizione dell’informativa finanziaria per la formazione del bilancio
d’esercizio e del bilancio consolidato di Snam S.p.A., la società di revisione Reconta Ernst & Young svolge
autonome verifiche indipendenti dell’efficacia del disegno e dell’operatività del sistema di controllo stesso.
Gli esiti delle attività di monitoraggio e delle verifiche svolte sui controlli, nonchè le altre eventuali
informazioni o situazioni rilevanti per il Sistema di Controllo Interno sull’Informativa Societaria sono oggetto
di un flusso informativo periodico sullo stato del sistema di controllo, che coinvolge tutti i livelli della struttura
organizzativa, quali i responsabili operativi di business e i responsabili di funzione, fino alla massima
posizione amministrativa e all’Amministratore Delegato della società.
Sulla base delle valutazioni di tutti i controlli istituiti e di ogni altra informazione, la massima posizione
amministrativa e l’Amministratore Delegato della società redigono appositi rapporti semestrali ed annuali in
merito all’adeguatezza e all’effettiva applicazione del Sistema di Controllo Interno sull’Informativa Societaria
della Società da sottoporre al Consiglio di Amministrazione, previa informativa al Collegio Sindacale e alla
controllante, in sede di approvazione del progetto di bilancio e della relazione finanziaria semestrale.
Le risultanze delle valutazioni di tutti i controlli costituiscono altresì oggetto di un rapporto riepilogativo
semestrale e annuale della massima posizione amministrativa della società, il quale deve essere condiviso
con l’Amministratore Delegato e successivamente, trasmesso al responsabile amministrativo della società
controllante diretta.
Impegno per lo sviluppo
sostenibile
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IL MODELLO DI SOSTENIBILITÀ
La Società considera la sostenibilità come parte integrante del suo modello di business. Essa è, infatti, un
elemento guida nella definizione delle scelte strategiche ed operative dell’azienda e una leva per assicurare
una crescita sostenibile nel lungo periodo, garantendo nel contempo, i risultati attesi dagli azionisti e la
condivisione con tutti i propri stakeholder, del valore generato anche sotto il profilo ambientale e sociale.
AES Torino fonda la pratica quotidiana delle proprie attività sui principi dichiarati da Istituzioni e Convenzioni
Internazionali in tema di tutela dei diritti umani, di lavoro e di libertà sindacali, di salute, sicurezza ed
ambiente, di ripudio di lavoro forzato, minorile e di ogni forma di discriminazione, oltre che di rispetto dei
valori e principi in materia di correttezza, trasparenza e sviluppo sostenibile. Tali principi sono riportati nel
Codice Etico, che è lo strumento fondamentale per orientare i comportamenti delle persone e per gestire
responsabilmente le relazioni con gli stakeholder.
Il Consiglio di Amministrazione assume un ruolo centrale nella definizione delle politiche, mentre gli obiettivi
di sostenibilità, sottoposti all’approvazione del top management, sono perseguiti mediante specifici progetti
ed iniziative, a breve e medio termine, inclusi nei piani d’azione dell’azienda. Tutte le attività previste dal
modello sono coordinate dalla funzione Sostenibilità della controllante Snam e sono svolte in condivisione
con le diverse funzioni della Società.
La Società integra nel proprio percorso di sostenibilità l’approccio del “valore condiviso” che ridefinisce i
confini della responsabilità sociale d’impresa. Il presupposto base è che le aziende debbano attivarsi per
riconciliare business e società, valorizzando conoscenze, pratiche, iniziative presenti o potenziali; in sintesi,
creare valore economico in modalità tali da generare contemporaneamente valore per l’azienda, ma anche
per gli stakeholder e per i territori di riferimento.
PERSONE E ORGANIZZAZIONE
Occupazione
Al 31 dicembre 2015 il personale a ruolo ed in servizio per categoria contrattuale è risultato così ripartito:
Ruolo
Servizio
Qualifica professionale
2013
Dirigenti
Quadri
Impiegati
Operai
3
19
150
122
294
2014
2015
1
9
86
108
204
9
82
99
190
2013
4
21
149
120
294
2014
2
9
84
106
201
2015
9
73
97
179
Nel corso del 2015 il personale in servizio di AES Torino ha registrato una diminuzione complessiva di 22
risorse, passando da 201 del 31 dicembre 2014 a 179 del 31 dicembre 2015.
La diminuzione è il risultato di 13 uscite, al netto dei trasferimenti tra le società del Gruppo Snam che
generano un saldo negativo di 9 risorse.
Il personale assunto a tempo indeterminato è pari al 100% del totale.
Organizzazione
A valle della scissione del ramo d’azienda relativo all’attività di distribuzione di calore da teleriscaldamento a
favore di IREN Energia ed il mantenimento in AES Torino del ramo gas, avvenuta in data 1 luglio 2014, AES
Torino è diventata una Società controllata al 100% da Italgas.
52
A fronte dell’operazione societaria, è stato attivato un progetto di integrazione della Società all’interno del
Gruppo Snam, che si è concretizzato attraverso l’implementazione, dal 1 gennaio 2015, di un modello
organizzativo ed operativo allineato a quello utilizzato per le Consociate di Italgas (gestione in service da
parte di Italgas e Snam dei processi di staff e di supporto al business) e l’integrazione di AES Torino
all’interno della mappa applicativa del Gruppo Snam.
Inoltre, nel secondo semestre 2015, a fronte della riorganizzazione di Italgas e dell’implementazione di
nuove modalità operative inerenti soprattutto il controllo della qualità e della sicurezza dei cantieri, nonché i
processi di approvvigionamento, sono state sviluppate iniziative di progressivo allineamento dei processi
operativi di AES Torino al nuovo modello organizzativo ed operativo di Italgas. Tali azioni di allineamento
hanno portato all’avvio di un programma di formazione tecnica rivolto al personale operativo, al fine di
incrementare le competenze ed il presidio delle attività di progettazione delle opere, controllo delle
lavorazioni e sicurezza nei cantieri.
Infine, sono state attivate tutte le azioni finalizzate alla fusione per incorporazione della Società in Italgas,
avvenuta il 1 gennaio 2016.
Change Management e Comunicazione interna
La comunicazione interna è una leva fondamentale per promuovere la partecipazione delle persone nella
crescita delle proprie attività di business. L'importanza strategica della comunicazione interna risiede anche
nella sua capacità di creare e diffondere valore: attraverso il miglioramento della credibilità aziendale,
incrementando il senso di appartenenza delle sue persone. La comunicazione rivolta alle persone del
Gruppo vuole essere "agente di cambiamento" intervenendo sui valori, suggerendo nuove visioni,
contribuendo al cambiamento della cultura aziendale e stimolando nuovi comportamenti.
Particolare attenzione è stata posta al panel di strumenti utilizzati per comunicare, con l'avvio di un piano
organico di cambiamento le cui caratteristiche principali sono: contenuti più rispondenti ai bisogni espressi
dalle persone, attraverso strumenti che favoriscano una migliore conoscenza dell'azienda (strategie
aziendali, novità organizzative e tecnologiche, ecc…); stile di comunicazione più immediato, con un
linguaggio diretto, giornalistico e meno istituzionale; maggior spazio dedicato alle persone e alla vita
dell'azienda; maggiore utilizzo di video per trasmettere le esperienze, le iniziative e gli eventi aziendali;
maggiore spazio dedicato alle novità, in particolare ad esperienze e iniziative di welfare; "l'ascolto", per
cogliere le esigenze di informazione espresse dalle persone (in particolare con survey su temi specifici);
comunicazione di novità, risultati o innovazioni delle singole realtà aziendali ed organizzative. Questo piano
organico di cambiamento ha visto la sua importante milestone con il lancio, nel mese di dicembre di Easy, il
nuovo portale intranet che recepisce tutte le innovazioni sopra descritte ed inoltre, si caratterizza per la sua
immediata e semplice fruibilità, oltre che per la fruibilità sui vari device (pc, tablet e smartphone).
Relazioni industriali
Nel corso del 2015 il rapporto tra AES Torino e le Organizzazioni Sindacali a livello nazionale e locale, è
stato caratterizzato da numerosi confronti sui temi residuali inerenti l'evoluzione del processo di integrazione
della Società in Snam.
Le dinamiche negoziali, coerenti con quanto previsto nel Protocollo sulle Relazioni Industriali del 17 ottobre
2013, i cui razionali sono improntati al rafforzamento della contrattazione di secondo livello, hanno condotto
alla definizione tra le Parti degli indicatori di produttività e redditività del Premio di Partecipazione per l’anno
2015 per tutte le Società del Gruppo Snam.
In relazione al comparto gas-acqua, dopo innumerevoli sforzi, si è giunti alla sblocco della questione
inerente la chiusura del Fondo Gas. Infatti, in novembre la sottoscrizione dell’accordo sindacale resa
possibile da un apposito intervento legislativo, ha posto fine alla problematica di cui sopra che, in vista
dell’avvio delle gare d’ambito, preoccupava non poco, tutti i maggiori player del settore.
53
Alla fine del 2015 è stata avviata la procedura sindacale ex art. 47 Legge n. 428/1990 e s.m.i. relativa
all’atto di fusione dell’Azienda Energia e Servizi Torino S.p.A. (AES) con la Società Italiana per il Gas S.p.A.
(Italgas). L’accordo sindacale di esperita procedura è stato sottoscritto entro i termini previsti dalla legge e
l’atto di fusione avrà effetto a decorrere da gennaio 2016.
Sono in corso le trattative per il rinnovo dei due contratti nazionali di lavoro applicati nel Gruppo.
Formazione
Complessivamente nel 2015 sono state erogate oltre 3 mila ore di formazione a 86 partecipanti, per
complessive 233 partecipazioni. Particolare attenzione viene posta al presidio e al trasferimento del knowhow tecnico-specialistico caratteristico della popolazione di tecnici e operai, per il quale la competenza nelle
attività manutentive è riconosciuta come elemento distintivo.
La formazione si realizza in aula e attraverso l'affiancamento on the job, privilegiando la docenza interna di
esperti e, ove opportuno, ricorrendo a collaborazioni con istituti ed enti formativi esterni di eccellenza. Per il
trasferimento diffuso di specifiche conoscenze viene utilizzata la modalità e-learning.
Tra le attività più significative avviate e realizzate nel 2015 si evidenziano:
-
applicativi WFM, con riferimento all'evoluzione dei sistemi, a supporto dell'attività operativa per tecnici ed
addetti;
-
la formazione specifica in riferimento ai sistemi informativi del Gruppo Snam in seguito alle variazioni del
software gestionale/contabile SAP per la " Convergenza e l'adeguamento ai processi ed ai sistemi di
Gruppo".
Inoltre, a fronte dell'operazione di integrazione della Società all'interno del Gruppo Snam, è stato definito ed
avviato, un piano di formazione rivolto sia al personale tecnico sia a quello operaio, finalizzato
all'adeguamento delle competenze delle risorse di AES Torino al nuovo modello Italgas.
In continuità con gli anni precedenti è proseguito l'impegno nella formazione prevista dalle normative vigenti
sulle particolari tematiche di salute, sicurezza, ambiente e qualità.
I corsi di formazione in ambito "salute e sicurezza" sono stati organizzati ed erogati, in conformità a quanto
previsto dall'Accordo Stato - Regioni del 21 dicembre 2011.
Iniziative a favore dei dipendenti
La Società offre ai propri dipendenti e ai loro familiari, un insieme di strumenti e servizi finalizzato a
migliorare l’equilibrio tra vita privata e vita professionale e più in generale, la qualità del sistema lavorativo.
Anche nel 2015, ai dipendenti che hanno prestato 25, 30 o 35 anni di servizio in azienda sono stati
consegnati alcuni premi (rispettivamente una medaglia, un lingotto ed una targa), per attestare l’apporto
individuale alla crescita della Società. Le risorse di AES Torino premiate nel 2015 sono state 33.
SALUTE, SICUREZZA, AMBIENTE E QUALITÀ
In coerenza con il Modello di Gestione HSEQ del Gruppo Snam, AES applica un sistema di procedure con
l'obiettivo di garantire la sicurezza e la salute delle persone (dipendenti, clienti finali, appaltatori, ecc.), di
prevenire gli infortuni, di assicurare la salvaguardia dell'ambiente e dell'incolumità pubblica, nonché di
operare in termini di qualità globale.
L'unità HSEQ fornisce supporto specialistico in materia di sicurezza e ambiente alle unità operative di AES
Torino, al fine di rendere puntuale l'attuazione di quanto contenuto nella politica e nelle procedure del
sistema di gestione.
54
Di seguito viene riportata la tabella riassuntiva al 31 dicembre 2015, degli indicatori significativi ai sensi della
definizione del fenomeno infortunistico per il personale aziendale.
Si sottolinea che nel 2015 l’Azienda ha conseguito il risultato di assenza ininterrotta di infortuni (iniziativa
Zero infortuni) per un anno intero.
INDICATORE
Infortuni
Giorni di assenza dal lavoro (calendario)
Indice di frequenza
Indice di gravità
Indice di durata media
2015
2014
4
131
9,94
0,33
32,75
2013
2
38
4,34
0,08
19,00
E' proseguito nel corso dell'anno il programma di sostituzione della porzione di rete stradale in ghisa con
giunti meccanici, con benefici in termini di sicurezza d'impianto e di riduzione delle emissioni di gas
incombusto in atmosfera.
AES Torino ha adottato, come le altre società del Gruppo Snam, una politica aziendale per il governo degli
aspetti di salute sicurezza ed ambiente, con l’applicazione di un sistema integrato (HSEQ), articolato sulle
norme internazionali di riferimento UNI EN ISO 9001:2008, UNI EN ISO 14001 : 2004, OHSAS 18001 :
2007.
L’obiettivo è quello di presidiare i processi e le attività aziendali per garantire la sicurezza e la salute delle
persone (siano essi dipendenti, clienti finali, appaltatori, ecc.) di prevenire gli infortuni, di assicurare la
salvaguardia dell’ambiente e dell’incolumità pubblica, nonché di operare in termini di qualità globale.
RAPPORTI CON GLI STAKEHOLDER
Stakeholder engagement
La Società mantiene rapporti costanti di collaborazione con enti, istituzioni e imprese con l’intento di offrire
un servizio coerente alle necessità e ai piani di crescita locali e nazionali e mette a disposizione le proprie
conoscenze per favorire lo sviluppo delle attività, volte al miglioramento continuo dell’affidabilità degli
impianti e della qualità dei servizi offerti dando priorità per la sicurezza e la salute dei propri collaboratori
interni ed esterni.
Comunità e territorio
AES Torino, coerentemente con i principi di sviluppo sostenibile e con i propri piani di crescita strategica
realizza interventi di carattere sociale e culturale. La Società è impegnata in un dialogo continuo e fattivo con
le comunità del territorio in cui opera. Coopera con le autorità a livello locale e nazionale, partecipa ai lavori
di numerose associazioni e comitati mettendo a disposizione il proprio impegno e le proprie competenze per
favorire miglioramenti nel campo della responsabilità sociale d’impresa.
Clienti e Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il Sistema Idrico
Da sempre la Società dedica particolare attenzione al rapporto con i clienti volto a soddisfare le diverse
esigenze derivanti dall’evoluzione del mercato del gas. L’attività è svolta mediante il monitoraggio dei bisogni
dei clienti e con l’individuazione e successiva introduzione di strumenti e procedure che facilitano l’accesso
ai servizi.
Le attività operative e commerciali sono svolte con sistemi informatici sempre più evoluti, con applicativi che
viaggiano anche su sistemi WEB, e consentono, altresì, un elevato grado di automazione nella gestione dei
diversi contratti. Questi sistemi vengono di volta in volta implementati per migliorare la comunicazione con i
clienti. In questo modo, inoltre, la Società ottempera alle Delibere emesse dall’Autorità che regola i propri
servizi.
55
I rapporti con l’Autorità rivestono un ruolo fondamentale per chi opera nel business energetico. Nel corso
degli anni, la Società ha instaurato con l’Autorità un rapporto costruttivo e di fattiva collaborazione,
mantenendo continuamente un ruolo propositivo e fornendo numerosi elementi a supporto dell’evoluzione
del quadro normativo nel settore del gas naturale. In particolare ha sempre apportato un significativo
contributo nei processi di consultazione per la definizione delle delibere, provvedendo a supportare l’Autorità
in ogni richiesta di informazioni, anche attraverso tavoli di lavoro e specifici incontri tecnici.
Fornitori
AES Torino adotta una prassi di approvvigionamento basata su trasparenza, imparzialità e responsabilità,
nel rispetto della libera concorrenza e perseguendo il raggiungimento di obiettivi economici e di performance
anche di lungo periodo.
Il risultato viene raggiunto a partire da una pianificazione strategica delle attività di approvvigionamento e
dalla predisposizione di un piano pluriennale degli approvvigionamenti. Il suddetto programma consente di
individuare gli obiettivi di approvvigionamento, massimizzare l’efficienza operativa, assicurare un alto livello
di servizio, presidiando costantemente i principi di sostenibilità a cui la Società si ispira.
Le attività della Società sono da sempre improntate al rispetto e alla tutela dei diritti umani e del lavoro, alla
salvaguardia dell’ambiente e alla ricerca di un modello di sviluppo sostenibile. Principi che la Società intende
diffondere a tutti i propri interlocutori.
In questo ambito AES Torino richiede ai fornitori l’adesione al Modello 231 e ai principi del proprio Codice
Etico, il rispetto della normativa in tema di sicurezza sul lavoro, di tutela della salute, di salvaguardia
ambientale, nonché il rispetto degli standard internazionali in materia di diritto del lavoro.
La Società sostiene il Global Compact, iniziativa internazionale avviata nel 2000 dalle Nazioni Unite per
sostenere dieci principi universali relativi ai diritti umani, al lavoro, all’ambiente e alla lotta alla corruzione, e
ne divulga i contenuti a tutti i propri fornitori attraverso la documentazione contrattuale.
AES Torino sta, infine, conducendo i propri fornitori in un percorso di miglioramento e ottimizzazione delle
modalità che regolano i subappalti, che comporta una maggiore responsabilizzazione del subappaltatore
garantendo nel contempo una crescita del fornitore stesso e una maggiore qualità della attività svolta per la
Società.
Quadro normativo
e regolatorio
57
In tema di efficienza energetica, con la determinazione DMEG/EFR/13/2015 del 29 giugno 2015, in
applicazione dei criteri di cui alla Delibera n. 13/2014/R/efr, l'Autorità ha stabilito i valori del contributo
tariffario definitivo per l’anno d’obbligo 2014 e del contributo tariffario preventivo per l’anno d’obbligo 2015, in
materia di Titoli di Efficienza Energetica, pari, rispettivamente, a 105,83 euro/TEE e a 108,13 euro/TEE.
Con documento del 30 luglio 2015, il Ministero dello Sviluppo Economico ha messo in consultazione le
proposte per il potenziamento e la qualifica del meccanismo dei certificati bianchi, originariamente introdotto
con i decreti ministeriali del 24 aprile 2001.
Il documento, elaborato di concerto con il Ministero dell'Ambiente e con il supporto di ENEA, RSE e GSE,
illustra le nuove misure che il Ministero intende introdurre per favorire un uso più efficiente ed efficace delle
risorse disponibili, in vista degli obiettivi nazionali da raggiungere al 2020.
Con il documento, il Ministero intende inoltre procedere all’aggiornamento delle Linee Guida recanti le
modalità di presentazione dei progetti di efficienza energetica, di cui alla Delibera dell’Autorità EEN 9/11 del
27 ottobre 2011 e successive integrazioni e modificazioni.
Il documento propone infine l'introduzione di una nuova metodologia di valutazione dei risparmi, pensata per
interventi diffusi con possibilità di misura dei risparmi a campione, criteri più stringenti per la misura dei
risparmi nei progetti a consuntivo, la possibilità di valorizzare le diagnosi energetiche prevedendo opportune
facilitazioni, modifiche relative alla presentazione delle richieste di certificazione dei risparmi, misure per
prevenire comportamenti speculativi sul valore dei titoli, limitandone il periodo di validità a 24 mesi, e il
rafforzamento delle attività di controllo e verifica dei progetti presentati.
A conclusione delle attività di verifica del conseguimento dell’obbligo di risparmio di energia primaria relativo
all’anno 2014, incluse le quote aggiuntive derivanti dalle compensazioni per l’anno d’obbligo 2013, il 25
novembre 2015 il GSE ha comunicato l’importo spettante a ciascun distributore di energia elettrica e gas
naturale, soggetto all’obbligo, per la copertura dei costi sostenuti.
I corrispettivi riconosciuti per AES Torino sono pari a 7.438.685 euro.
In merito agli obblighi di installazione e messa in servizio degli start meter gas, con la Delibera n.
554/2015/R/gas del 20 novembre 2015, l’Autorità ha aggiornato fino al 2018 gli obblighi temporali per la
messa in servizio degli smart meter gas, in particolare di classe G4, G6 e G10, apportando alcune modifiche
e integrazioni alle Direttive di cui all’Allegato A alla Delibera n. 631/2013/R/gas, e ha stabilito le penali che le
imprese distributrici devono versare per il mancato rispetto degli obblighi di installazione e messa in servizio
per l'anno 2014.
Per effetto delle nuove disposizioni, fermi restando gli obblighi già stabiliti dalla Delibera n. 631/2013/R/gas
per le altre classi del gruppo di misura, il soggetto responsabile del servizio di misura è tenuto a installare e
mettere in servizio gli smart meter gas di classe G4, G6 e G10, soddisfacendo almeno il seguente
programma temporale:
Punti di riconsegna esistenti classe G10
Punti di riconsegna esistenti minore o uguale a G6
(soc. di distrib. con più di 200.000 clienti finali al 31 dicembre 2013)
entro il
31/12/2014
entro il
31/12/2015
entro il
entro il
31/12/2016 31/12/2017
entro il
31/12/2018
il 15%
in servizio
il 30%
in servizio
il 50%
in servizio
l'85%
in servizio
il 100%
in servizio
il 3%
installato
Il 3% in servizio
il 10% installato
il 15%
in servizio
il 33%
in servizio
il 50%
in servizio
Infine, la delibera rinvia ad un successivo provvedimento:
− il completamento degli obblighi di messa in servizio degli smart meter gas;
− l’introduzione degli obblighi di messa in servizio degli smart meter gas di classe G4/G6 per le imprese con
numero di clienti finali inferiore a 50.000 al 31 dicembre 2015.
Glossario
59
TERMINI ECONOMICO - FINANZIARI
Ammortamento
L’ammortamento è il processo mediante il quale il costo delle immobilizzazioni viene ripartito in funzione del
periodo in cui l’impresa ne trae beneficio, che normalmente corrisponde con l’intera durata di utilizzazione.
Attività non correnti
Voce dell’attivo di Stato patrimoniale, che accoglie, al netto dei relativi ammortamenti e svalutazioni, gli
elementi destinati a perdurare nel tempo. Sono suddivise nelle seguenti categorie principali: “Attività
immateriali”, “Immobili impianti e macchinari”, “Partecipazioni” e “Altre attività non correnti”.
Capitale di esercizio netto
Rappresenta il capitale che resta impiegato in attività a breve ed è un indicatore utilizzato allo scopo di
verificare l’equilibrio finanziario dell’impresa nel breve termine. Tale grandezza è costituita da tutte le attività
e passività a breve termine che siano di natura non finanziaria.
Capitale investito netto
Investimenti netti di natura operativa, rappresentati dalla somma del capitale circolante netto, delle
immobilizzazioni, dei fondi per benefici a dipendenti e delle attività e passività destinate alla vendita.
Cash flow
Disponibilità finanziaria che si genera in un’impresa in un determinato periodo di tempo. Più precisamente,
costituisce la differenza tra le entrate correnti (principalmente ricavi d’esercizio monetari) e le uscite
monetarie correnti (costi di competenza del periodo di riferimento, che hanno generato un’uscita di cassa).
COSO Framework
Modello di riferimento a livello internazionale (“Internal Control – Integrated Framework” pubblicato dal
Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission) per l’istituzione, l’aggiornamento,
l’analisi e la valutazione del sistema di controllo interno.
Costi fissi controllabili
Sono così definiti i costi fissi operativi delle attività regolate costituiti dalla somma del "Totale costo del
personale ricorrente" e dei "Costi esterni ricorrenti della gestione ordinaria".
Costi operativi
Costi sostenuti per svolgere l’attività caratteristica dell’impresa. Fra i principali costi operativi vi sono gli
acquisti, i servizi, la manutenzione, l’energia, i materiali di consumo, e il costo del lavoro.
Derivati
Uno strumento finanziario viene definito derivato quando il suo profilo di costo/rendimento deriva dai
parametri di costo/rendimento di altri strumenti principali, chiamati “sottostanti”, che possono essere materie
prime, valute, tassi di interesse, titoli, indici azionari.
Dividendo
Remunerazione deliberata dall’Assemblea degli Azionisti su proposta del Consiglio di Amministrazione,
corrisposta agli Azionisti.
60
Dividend payout
Rappresenta il rapporto tra i dividendi e l’utile netto del periodo ed equivale alla percentuale di utili distribuita
agli Azionisti sotto forma di dividendi.
Indebitamento finanziario netto
Indicatore del grado di indebitamento di una società. È calcolato come differenza tra l’ammontare dei debiti
(al netto dei crediti della stessa natura) derivanti da rapporti di natura finanziaria e quello delle disponibilità
liquide ed equivalenti.
Investimenti
Costi riferiti a beni a utilizzo pluriennale che non esauriscono la loro utilità nel corso di un periodo amministrativo.
Margine operativo lordo (EBITDA)
L’EBITDA è una grandezza utilizzata dal Gruppo Snam nelle presentazioni interne (business plan) ed esterne
(agli analisti e agli investitori). Tale grandezza è utilizzata come unità di misura per la valutazione delle
performance operative del Gruppo Snam, nel suo complesso e nei singoli settori di attività, in aggiunta al Risultato
Operativo (EBIT). Il Margine Operativo Lordo è determinato dalla differenza tra i ricavi ed i costi operativi.
Oneri finanziari netti
Costo netto sostenuto per l’utilizzo di capitale di terzi. Comprende inoltre gli altri oneri netti correlati alla
gestione finanziaria.
Patrimonio netto
Insieme delle risorse apportate dagli azionisti aumentato degli utili non distribuiti e diminuito delle perdite.
Proventi relativi alla cessione di beni e/o alla prestazione di servizi inerenti alla gestione caratteristica, cui
sono riferibili tutti quei valori economici che sono collegati al campo di attività tipica dell’impresa e che sono
ricorrenti nello svolgimento delle operazioni aziendali.
R.O.E. (Return on equity)
Rapporto tra utile netto e il patrimonio netto di fine periodo, in grado di esprimere la redditività del capitale
proprio.
R.O.I. (Return on investment) caratteristico
Rapporto tra utile operativo e capitale investito netto di fine periodo al netto delle partecipazioni, in grado di
esprimere la redditività operativa, esprimendo la capacità dell’impresa di remunerare il capitale investito con
il risultato della sua attività caratteristica.
Utile operativo (EBIT)
Differenza fra i ricavi delle vendite e altri ricavi ed i costi d’esercizio in un determinato periodo. È quindi il
risultato della gestione operativa ed è al lordo dei costi e dei ricavi della gestione finanziaria e delle imposte.
Utile netto
Risultato che si ottiene sottraendo dal risultato operativo, il risultato della gestione finanziaria e le imposte sul
reddito.
61
TERMINI COMMERCIALI
Anno termico
Periodo temporale di riferimento in cui viene suddiviso il periodo di regolazione, la cui durata va dal 1 ottobre
al 30 settembre dell'anno successivo. A partire dal terzo periodo di regolazione l'anno termico coincide con
l'anno solare.
Ambito tariffario
L’ambito tariffario è l’ambito di determinazione delle tariffe per l’attività di distribuzione, formato dall’insieme
delle località servite attraverso il medesimo impianto di distribuzione. Nei casi in cui più enti locali affidino in
forma associata il servizio di distribuzione o gli stessi dichiarino di costituire un unico ambito tariffario,
l’ambito tariffario coincide con l’insieme delle località servite attraverso più impianti di distribuzione da uno o
anche più esercenti.
Bonus Gas
Strumento per garantire alle famiglie in condizione di disagio economico un risparmio sulla spesa per il gas.
Il bonus vale esclusivamente per il gas metano distribuito a rete, per i consumi nell’abitazione di residenza.
Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali - CSEA
Ente pubblico economico, in precedenza denominato CCSE – Cassa conguaglio per il settore elettrico, che
opera nei settori dell’elettricità, del gas e dell'acqua. La sua missione principale è la riscossione di alcune
componenti tariffarie dagli operatori; tali componenti vengono raccolte nei conti di gestione dedicati e
successivamente erogati a favore delle imprese secondo regole emanate dall’Autorità. La CSEA è
sottoposta alla vigilanza dell’Autorità e del Ministero dell’Economia e delle Finanze e provvede alla gestione
finanziaria dei fondi incassati e alle conseguenti erogazioni di contributi a favore degli operatori del settore
con impieghi in materia di fonti rinnovabili e assimilate, efficienza energetica, qualità del servizio,
interrompibilità, perequazione, ricerca di sistema, progetti a favore dei consumatori, ecc. La CSEA, inoltre,
svolge, nei confronti dei soggetti amministrati, attività ispettive volte ad accertamenti di natura
amministrativa, tecnica, contabile e gestionale, consistenti nell’audizione e nel confronto dei soggetti
coinvolti, nella ricognizione di luoghi e impianti, nella ricerca, verifica e comparazione di documenti.
Cliente finale
È il consumatore che acquista gas per uso proprio.
Codice di Rete
Documento che stabilisce le norme che regolano i diritti e gli obblighi dei soggetti coinvolti nel processo di
erogazione del servizio di distribuzione del gas.
Concessione
Atto per mezzo del quale l’Ente locale affida a una società la gestione di un servizio che ricade nell’ambito
delle prerogative dell’Ente stesso e per il quale la società in questione assume il rischio di gestione.
Misurazione
Insieme di operazioni che ha lo scopo di determinare il valore vero di una grandezza.
62
Perequazione
Rappresenta la differenza tra i ricavi di competenza del periodo (VRT annuo) e quelli fatturati alla società di
vendita sulla base dei volumi vettoriati. La posizione netta nei confronti della CSEA viene definita alla
scadenza dell’anno termico ed è finanziariamente regolata nel corso dell’anno sulla base di acconti.
Periodo di regolazione
È il periodo temporale, normalmente quadriennale, per il quale sono definiti i criteri per la determinazione
delle tariffe per il servizio di distribuzione.
Punto di riconsegna (pdr)
È il punto di confine tra l’impianto di distribuzione del gas e l’impianto di proprietà o gestito dal cliente finale
in cui l’impresa di distribuzione riconsegna il gas trasportato per la fornitura al Cliente finale e nel quale
avviene la misurazione.
Servizio di distribuzione gas
Servizio di trasporto di gas naturale attraverso reti di metanodotti locali da uno o più punti di consegna ai
punti di riconsegna, in genere a bassa pressione e in contesti urbani, per la consegna ai consumatori finali.
Società di Vendita o RelCo (Retail Company)
Società che, in virtù di un contratto di accesso alle reti gestite da un Distributore, esercita l’attività di vendita
del gas.
Switching
Subentro di un nuovo utilizzatore della rete nel servizio di distribuzione verso un determinato punto di
riconsegna.
Time-lag regolatorio
E’ il ritardo con cui la tariffa remunera gli investimenti effettuati ed entrati in esercizio.
VRT (Vincolo dei Ricavi Totale)
È il valore totale dei ricavi ammessi per le società di distribuzione dall’autorità regolatrice a copertura dei
costi per l’erogazione del servizio di distribuzione, di misura e di commercializzazione.
TERMINI TECNICI
Bar
Unità di misura della pressione. La pressione atmosferica standard misura 1,01325 bar.
City-Gate
È il punto di consegna virtuale dato dall’interconnessione di più punti di consegna (REMI) del gas dalla rete
di trasporto alla rete di distribuzione.
Dispersione
Fuoriuscita di gas dall’impianto di distribuzione.
63
Gas immesso in rete
È il gas trasferito dalla rete di trasporto alla rete di distribuzione e quindi immesso in quest’ultima attraverso i
“punti di consegna”. La misurazione del gas immesso in rete tiene conto, oltre che dei quantitativi provenienti
dalla rete di trasporto, anche delle quantità eventualmente aggiunte tramite carro bombolaio.
Gas vettoriato
È il quantitativo di gas riconsegnato agli utenti della rete di distribuzione presso i punti di riconsegna.
Gascromatografo
Strumento in grado di eseguire l’analisi del gas naturale o di sostanze in esso contenute, quali gli
odorizzanti; è dotato di colonne gascromatografiche idonee alla separazione dei componenti del gas, di uno
o più rivelatori e di un sistema di introduzione del campione gassoso e/o liquido. Il gascromatografo abbinato
a sistemi di elaborazione dati (come personal computer e integratori elettronici) produce la documentazione
che ne evidenzia la rintracciabilità e il risultato della misura. Può essere utilizzato sia per le analisi in campo
(solitamente di tipo portatile) che per le analisi remote (solitamente di tipo fisso).
Gruppi di riduzione finale per usi civili (G.R.F.)
Impianti predisposti per ricevere e ridurre di pressione il gas da una pressione in entrata superiore a 0,04
bar, a un valore di pressione in uscita inferiore a 0,04 bar, e sono impiegati per alimentare i clienti finali
attraverso una rete di distribuzione in bassa pressione.
Gruppi di riduzione finale per usi industriali (G.R.I.)
Impianti predisposti per ricevere e ridurre di pressione il gas, da una pressione in entrata superiore a 0,5 bar,
a una pressione in uscita regolata per alimentare direttamente gli impianti di utilizzo industriale o similari
(terziario, impianti di riscaldamento centralizzato, ecc.).
Gruppi di riduzione d’utenza (G.R.U.)
Impianti predisposti per ricevere e ridurre di pressione il gas da una pressione in entrata superiore a 0,5 bar,
a un valore di pressione in uscita regolata a valori inferiori a 0,04 bar per alimentare direttamente i clienti
domestici o similari. I G.R.U. costituiscono parte integrante degli Impianti di Derivazione d’Utenza (I.D.U.).
Gruppo di misura
Parte dell’impianto di alimentazione del cliente finale che serve per l’intercettazione, per la misura del gas e
per il collegamento all’impianto interno del cliente finale. È comprensivo di un eventuale correttore dei
volumi.
Impianti di prelievo, riduzione e misura (I.P.R.M.)
Impianti predisposti per ricevere, ridurre di pressione, misurare e odorizzare nella misura prescritta, il gas
fornito dalle reti di trasporto agli enti erogatori del gas per uso civile quale che sia la pressione di consegna,
a valle dei quali esiste di regola almeno un altro impianto di riduzione che immette in reti di distribuzione a
più bassa pressione, o che alimenta direttamente le utenze.
Impianti di riduzione intermedia (I.R.I.)
Impianti predisposti per ricevere, ridurre di pressione ed eventualmente misurare il gas, da una pressione in
entrata (Pe) superiore a 0,5 bar a un valore di pressione in uscita superiore a 0,04 bar.
64
Impianti di derivazione d’utenza (I.D.U.) o allacciamento
Complesso di tubazioni con dispositivi ed elementi accessori che costituiscono le installazioni necessarie a
fornire il gas al cliente finale; l’impianto di derivazione utenza o allacciamento ha inizio dall’organo di presa
(compreso) e si estende fino al gruppo misura (escluso) e comprende l’eventuale gruppo di riduzione; in
assenza del gruppo di misura, l’impianto di derivazione utenza o allacciamento si estende fino all’organo di
intercettazione terminale (incluso) della derivazione stessa.
Odorizzante
Prodotto che serve per odorizzare un gas inodore o per aumentare l’intensità di odore di un gas già odoroso.
Pronto intervento
Insieme delle azioni volte ad assicurare e/o ripristinare tempestivamente la sicurezza e, laddove
tecnicamente possibile, la continuità del servizio di distribuzione gas in occasione del verificarsi di anomalie
sull’impianto di distribuzione o la sicurezza in caso di dispersioni di gas a valle del punto di riconsegna.
Punto di consegna (REMI)
Per il gas naturale, è il punto coincidente con il punto di riconsegna della rete di trasporto dove viene reso
disponibile al distributore il gas naturale. Per i gas diversi dal gas naturale, è il punto di alimentazione
dell’impianto di distribuzione.
Punto di interconnessione
È il punto di interconnessione tra due impianti di distribuzione gestiti da imprese distributrici diverse.
RAB (Regulatory Asset Base)
Valore del capitale investito netto come riconosciuto dall’Autorità al fine della determinazione delle tariffe
applicabili.
Sistema di protezione catodica
Complesso delle installazioni, comprendente gli elementi attivi e passivi, che permette di valutare
costantemente le condizioni delle tubazioni in acciaio utilizzate dal sistema di distribuzione gas che per loro
natura sono soggette a corrosione.
Sistema di telecontrollo
È il sistema finalizzato alla supervisione a distanza dei principali parametri (portata del gas immesso,
pressione, temperatura del gas in uscita, ecc.) di funzionamento di un punto di consegna che assolve anche
alla funzione di registrazione in modo automatico e continuo degli eventi di superamento per ciascun
parametro.
VIR (Valore Industriale Residuo)
È l’importo che il gestore entrante deve corrispondere al gestore uscente per acquisire gli impianti.
Bilancio di esercizio
67
Stato patrimoniale
(in €)
ATTIVO
31.12.2014
31.12.2015
CREDITI VERSO SOCI PER VERSAMENTI ANCORA DOVUTI
IMMOBILIZZAZIONI
Immobilizzazioni immateriali:
Costi di impianto e di ampliamento
Costi di ricerca, di sviluppo e di pubblicità
Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell'ingegno
Concessioni, licenze, marchi e diritti simili
Avviamento
Immobilizzazioni in corso e acconti
Altre
Immobilizzazioni materiali:
Terreni e fabbricati
Impianti e macchinario
Attrezzature industriali e commerciali
Altri beni
328.963
2.520.433
1.067.111
31.282
1.427.356
733.639
696.878
3.950.950
15.758.677
220.745.657
9.840.365
14.820.956
205.377.956
18.209.306
246.344.699
163.596
238.571.814
247.772.055
242.522.764
716.623
1.332.757
716.623
1.332.757
Immobilizzazioni finanziarie:
Partecipazioni
- imprese controllate
- imprese collegate
- imprese controllanti
- altre imprese
Crediti
- verso imprese controllate
- verso imprese collegate
- verso imprese controllanti
- verso altre imprese
Altri titoli
Azioni proprie
TOTALE IMMOBILIZZAZIONI
ATTIVO CIRCOLANTE
Rimanenze:
Materie prime, sussidiarie e di consumo
Prodotti in corso di lavorazione e semilavorati
Lavori in corso su ordinazione
Prodotti finiti e merci
Acconti
Crediti
Crediti verso clienti
- importi esigibili entro l'esercizio successivo
Crediti verso imprese controllate
Crediti verso imprese collegate
Crediti verso controllanti
26.632.637
26.632.637
27.260.869
27.260.869
237.028
237.028
!
68
Crediti tributari
- importi esigibili oltre l'esercizio successivo
Imposte anticipate
Crediti verso altri
4.178.657
3.145.225
1.033.432
2.785.515
2.725.269
60.246
4.315.935
4.315.935
7.108.148
7.108.148
7.824.143
7.807.153
16.990
5.910.589
5.904.109
6.480
42.951.372
43.302.149
335.919
471.194
1.530
337.449
44.005.444
1.528
472.722
45.107.628
Attività finanziarie che non costituiscono immobilizzazioni
Partecipazioni in imprese controllate
Partecipazioni in imprese collegate
Partecipazioni in imprese controllanti
Altre partecipazioni
Azioni proprie
Altri titoli
Depositi bancari e postali
Assegni
Danaro e valori in cassa
TOTALE ATTIVO CIRCOLANTE
RATEI E RISCONTI ATTIVI
Disaggio su prestiti
Ratei e altri risconti
TOTALE ATTIVO
71.747
291.777.499
287.702.139
69
(in €)
PASSIVO
31.12.2014
PATRIMONIO NETTO
Capitale
Riserva da soprapprezzo delle azioni
Riserve di rivalutazione
Riserva legale
Riserve statutarie
Riserva per azioni proprie in portafoglio
Altre riserve
Utili (perdite) portati a nuovo
Utile (perdita) dell'esercizio
TOTALE PATRIMONIO NETTO
FONDI PER RISCHI E ONERI
per trattamento di quiescenza e obblighi simili
per imposte, anche differite
altri
TOTALE FONDI PER RISCHI E ONERI
DEBITI
Obbligazioni
Obbligazioni convertibili
Debiti verso soci per finanziamenti
Debiti verso banche
315
Debiti verso altri finanziatori
Acconti
Debiti verso fornitori
5.674.780
Debiti rappresentati da titoli di credito
Debiti verso imprese controllate
Debiti verso imprese collegate
Debiti verso controllanti
120.465.450
Debiti tributari
1.531.019
Debiti verso istituti di previdenza e di sicurezza sociale
1.282.644
Altri debiti
9.091.983
TOTALE DEBITI
RATEI E RISCONTI PASSIVI
Aggio su prestiti
Ratei e altri risconti
TOTALE PASSIVO
31.12.2015
54.150.000
28.005.719
54.150.000
28.005.719
10.830.000
10.830.000
3.762.601
50.919.573
147.667.893
54.682.174
16.737.213
164.405.106
215.873
777.974
993.847
3.695.999
2.063.478
72.848
809.745
2.946.071
3.375.089
315
36.365
5.674.780
28.738
5.999.070
5.999.070
120.465.450
97.766.929
97.766.929
1.531.019
352.215
352.215
1.282.644
1.264.894
1.264.894
9.091.983
9.327.202
8.949.687
377.515
138.082.556
114.739.048
1.337.204
1.337.204
291.777.499
2.236.825
2.236.825
287.702.139
!
70
Conto economico
(in €)
2014
2015
VALORE DELLA PRODUZIONE
Ricavi delle vendite e delle prestazioni
Variazioni delle rimanenze di prodotti in corso di
lavorazione, semilavorati e finiti
Variazioni dei lavori in corso su ordinazione
Incrementi di immobilizzazioni per lavori interni
TOTALE VALORE DELLA PRODUZIONE
COSTI DELLA PRODUZIONE
per materie prime, sussidiarie, di consumo e di merci
per servizi
per godimento di beni di terzi
per il personale:
- salari e stipendi
- oneri sociali
- trattamento di fine rapporto
- trattamento di quiescenza e simili
- altri costi
ammortamenti e svalutazioni:
- ammortamento delle immobilizzazioni immateriali
- ammortamento delle immobilizzazioni materiali
- altre svalutazioni delle immobilizzazioni
122.862.767
67.564.619
7.591.373
14.158.867
144.613.007
13.394.107
8.339.272
89.297.998
2.962.251
9.179.837
2.621.165
14.797.456
7.305.694
10.617.785
2.498.276
11.488.495
10.233.919
3.496.058
824.906
8.089.379
2.709.102
582.782
242.573
107.232
23.204.323
1.836.229
21.368.094
24.217.352
637.500
23.579.852
- svalutazione dei crediti compresi nell'attivo circolante
e delle disponibilità liquide
variazioni delle rimanenze di materie prime,
sussidiarie, di consumo e merci
accantonamento per rischi
altri accantonamenti
oneri diversi di gestione
TOTALE COSTI DELLA PRODUZIONE
DIFFERENZA TRA VALORE E COSTI DELLA PRODUZIONE
PROVENTI E ONERI FINANZIARI
Proventi da partecipazioni:
- da imprese collegate
351.466
Altri proventi finanziari:
- da crediti iscritti nelle immobilizzazioni
- da titoli iscritti nelle immobilizzazioni che non costituiscono partecipazioni
- da titoli iscritti nell'attivo circolante che non costituiscono partecipazioni
- proventi diversi dai precedenti
da altri
12.189
Interessi e altri oneri finanziari:
- verso controllanti
1.555.011
- verso altri
3.770.411
Utili e perdite su cambi
TOTALE PROVENTI E ONERI FINANZIARI
RETTIFICHE DI VALORE DI ATTIVITA' FINANZIARIE
Rivalutazioni:
- di partecipazioni
- di immobilizzazioni finanziarie che non costituiscono partecipazioni
- di titoli iscritti all'attivo circolante che non costituiscono partecipazioni
Svalutazioni:
- di partecipazioni
- di immobilizzazioni finanziarie che non costituiscono partecipazioni
- di titoli iscritti all'attivo circolante che non costituiscono partecipazioni
TOTALE DELLE RETTIFICHE DI VALORE DI ATTIVITA' FINANZIARIE
PROVENTI E ONERI STRAORDINARI
Proventi
Oneri:
- altri
186.173
TOTALE DELLE PARTITE STRAORDINARIE
RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE
Imposte sul reddito dell'esercizio
UTILE DELL'ESERCIZIO
(282.993)
328.694
(616.134)
303.439
11.163.199
63.973.932
80.639.075
5.385.090
61.199.997
28.098.001
351.466
12.189
19.464
19.464
5.325.422
1.291.933
1.291.508
425
(4.961.767)
(1.272.469)
186.173
2.388.220
2.388.220
(186.173)
75.491.135
24.571.562
50.919.573
(2.388.220)
24.437.312
7.700.099
16.737.213
!
71
Utile complessivo dell'esercizio 2015
Patrimonio netto al 31 dicembre 2015
!
Totale patrimonio netto
113
Altre riserve
22
Utile dell'esercizio
Utile complessivo dell'esercizio 2014
Altri movimenti del patrimonio netto
Operazioni con gli azionisti:
Attribuzione dividendo esercizio 2014
Liberazione riserve non distribuibili
111
Utili (perdite) a nuovo
Attribuzione dividendo esercizio 2013
Liberazione riserve non distribuibili
Scissione ramo teleriscaldamento
Riserva soprapprezzo
azioni
Altri movimenti del patrimonio netto
Operazioni con gli azionisti:
Riserva legale
(milioni di €)
Capitale sociale
Prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto
11
74
331
4
(74)
(70)
(164)
(234)
51
148
(57)
(57)
(11)
(11)
(85)
(85)
(11)
(7)
54
11
28
4
(74)
51
51
51
(51)
51
(51)
17
17
54
11
28
55
17
165
!
!
72
Rendiconto finanziario
(in milioni di €)
A. Flussi finanziari derivanti dalla gestione reddituale (metodo indiretto)
Utile (perdita dell'esercizio)
Imposte sul reddito
Interessi passivi/(interessi attivi)
(Dividendi)
Minusvalenze/(plusvalenze) nette derivanti dalla cessione di attività
1. Utile (perdita) dell'esercizio prima di imposte sul reddito, interessi,
dividendi e plus/minusvalenze da cessione
Rettifiche per elementi non monetari
Variazione fondo rischi e oneri
Variazione Trattamento di fine rapporto per lavoro subordinato
Ammortamenti delle immobilizzazioni
Svalutazioni (rivalutazioni) per perdite durevoli di valore
Altre rettifiche per elementi non monetari
2. Flusso finanziario prima delle variazioni del capitale circolante netto
Variazioni del capitale circolante netto
Diminuzione/(aumento) delle rimanenze
Diminuzione/(aumento) dei crediti verso clienti
Aumento/(diminuzione) dei debiti verso fornitori
Diminuzione/(aumento) ratei e risconti attivi
Aumento/(diminuzione) ratei e risconti passivi
Altre variazioni del capitale circolante netto
3. Flusso finanziario dopo le variazioni del capitale circolante netto
Altre rettifiche
2014
2015
51
25
5
17
8
1
1
1
82
27
(1)
(2)
23
(1)
24
102
50
(5)
4
101
3
53
Interessi incassati/(pagati)
Imposte sul reddito pagate
Dividendi incassati
(Utilizzo fondi)
4. Flusso finanziario dopo le altre rettifiche
FLUSSO FINANZIARIO DELLA GESTIONE REDDITUALE (A)
B. Flussi finanziari derivanti dall'attività d'investimento
(5)
(33)
(1)
(8)
63
63
44
44
(Investimenti)
Prezzo di realizzo disinvestimenti
(16)
(16)
(Investimenti)
Immobilizzazioni finanziarie
(1)
(4)
(Investimenti)
Altre attività non immobilizzate
(Investimenti)
Acquisizione o cessione di rami d'azienda al netto delle disponibilità liquide
Incremento (decremento) debiti verso fornitori per immobilizzazioni acquistate
Decremento (incremento) crediti verso clienti per immobilizzazioni cedute
FLUSSO FINANZIARIO DELL'ATTIVITA' DI INVESTIMENTO (B)
C. Flussi finanziari derivanti dall'attività di finanziamento
Mezzi di terzi
Incremento/decremento debiti a breve verso banche
Accensione finanziamenti
Rimborso finanziamenti
Mezzi propri
Aumento di capitale a pagamento
Rimborsi di capitale proprio
Dividendi pagati
FLUSSO FINANZIARIO DELL'ATTIVITA' DI FINANZIAMENTO (C)
Altre variazioni (riduzione indebitamento finanziario netto per scissione)
INCREMENTO (DECREMENTO) DELLE DISPONIBILITA' LIQUIDE
Disponibilità liquide a inizio periodo
Disponibilità liquide a fine periodo
(13)
(30)
(20)
(170)
(24)
(102)
(68)
(70)
(70)
(240)
207
(24)
(24)
!
73
Note al bilancio di esercizio
INFORMAZIONI SOCIETARIE
AES Torino (nel seguito la Società) è una società per azioni, organizzata secondo l’ordinamento della
Repubblica Italiana, controllata da Italgas S.p.A. che ne detiene il 100% del capitale sociale e domiciliata in
Torino in Corso Regina Margherita n. 52.
La Società opera nell’attività regolata della distribuzione del gas naturale. Tale attività è svolta avvalendosi di
un sistema integrato di infrastrutture nella città di Torino.
L’azionista CDP S.p.A. ha dichiarato, con effetto a partire dal bilancio chiuso al 31 dicembre 2014, la
sussistenza di un controllo di fatto nei confronti di Snam S.p.A., l’impresa consolidante, ai sensi del principio
contabile internazionale IFRS 10 - Bilancio consolidato.
Al 31 dicembre 2015 CDP S.p.A. detiene per il tramite di CDP Reti S.p.A.
rispettivamente il 28,98% e 1,12% del capitale sociale di Snam S.p.A..
9
e CDP GAS S.r.l.
10
La Società è soggetta a direzione e coordinamento da parte di Snam S.p.A..
1 CRITERI DI REDAZIONE
Il Bilancio di esercizio al 31 dicembre 2015 è stato redatto in conformità alla normativa del Codice Civile ed
in base ai principi e criteri contabili dei Consigli Nazionali dei Dottori Commercialisti e degli Esperti Contabili
e dell’Organismo Italiano di Contabilità (O.I.C.).
Ai sensi dell’art. 2423 del c.c. il Bilancio di esercizio è costituito dallo Stato patrimoniale (predisposto
secondo lo schema previsto dagli artt. 2424 e 2424 bis c.c.), dal Conto economico (elaborato in base allo
schema di cui agli artt. 2425 e 2425 bis c.c.) e dalla presente Nota al bilancio di esercizio.
La presente Nota fornisce l’illustrazione, l’analisi e in taluni casi un’integrazione dei dati di bilancio e contiene
le informazioni richieste dall’art. 2427 c.c., da altre disposizioni del Decreto Legislativo n. 127/1991 o da altre
leggi. La Nota contiene, inoltre, tutte le informazioni complementari ritenute necessarie a fornire una
rappresentazione veritiera e corretta della situazione patrimoniale e finanziaria della Società e del risultato
economico dell’esercizio, anche se non richieste da specifiche disposizioni di legge. Nel caso in cui, per
esigenze di migliore rappresentazione, i criteri delle voci di Bilancio vengano modificati rispetto agli esercizi
precedenti, anche i corrispondenti importi del periodo di confronto vengono riclassificati ai fini di una corretta
e omogenea comparazione.
Al fine di illustrare in modo più efficace la situazione patrimoniale e finanziaria della Società e il risultato
economico dell’esercizio sono stati elaborati, inoltre, i prospetti riclassificati di Stato patrimoniale e Conto
economico, esposti nella relazione sulla gestione.
Si precisa che non si sono verificati casi eccezionali che abbiano richiesto deroghe alle norme di legge
relative al bilancio ai sensi del 4° comma dell’art. 2423 c.c..
Le informazioni a commento delle voci dello Stato patrimoniale e del Conto economico, tenuto conto della
loro rilevanza, sono espresse in milioni di euro.
La valutazione delle voci di bilancio è basata sul principio della competenza economica, della prudenza e
nella prospettiva della continuazione dell’attività aziendale, tenendo conto della funzione economica di ogni
elemento dell’attivo e del passivo.
9
10
Società posseduta al 59,10% da CDP S.p.A..
Società interamente posseduta da CDP S.p.A.
74
2 CRITERI DI VALUTAZIONE
Si evidenziano, di seguito, i criteri di valutazione più significativi per la redazione del Bilancio di esercizio.
IMMOBILIZZAZIONI IMMATERIALI
Riguardano spese aventi utilità pluriennale e sono iscritte al costo di acquisto o di produzione, comprensivo
degli oneri accessori, e vengono ammortizzate sistematicamente in relazione alla residua possibilità di
utilizzazione. Le vite utili delle spese aventi utilità pluriennale sono riportate nel commento alla voce
immobilizzazioni immateriali.
IMMOBILIZZAZIONI MATERIALI
Le immobilizzazioni materiali sono valutate al costo di acquisto o di costruzione, compresi gli oneri accessori
diretti e indiretti, o al valore di conferimento. I valori sono espressi al netto dei corrispondenti Fondi
ammortamento.
I costi di manutenzione e riparazione vengono imputati all’attivo patrimoniale solo quando consentono di
incrementare il valore e/o la funzionalità dei beni, mentre, in caso contrario, sono spesati nell’esercizio in cui
vengono sostenuti.
Le immobilizzazioni materiali sulle quali a fine esercizio viene rilevata una perdita durevole di valore sono
oggetto di svalutazione. Il minor valore così iscritto non può essere mantenuto nei successivi bilanci se sono
venuti meno i motivi della rettifica effettuata. La svalutazione viene stabilita sulla base del confronto tra
valore di iscrizione e valore recuperabile.
Le immobilizzazioni materiali sono sistematicamente ammortizzate in ogni esercizio a quote costanti sulla
base della residua vita utile. Le vite utili dei beni sono riportate nel commento alla voce immobilizzazioni
materiali.
I cespiti completamente ammortizzati restano iscritti in bilancio sino al momento in cui sono eliminati o
alienati.
Qualora, indipendentemente dagli ammortamenti già contabilizzati, risulta una perdita durevole di valore,
l’immobilizzazione viene corrispondentemente svalutata. Se in esercizi successivi vengono meno i
presupposti della svalutazione viene ripristinato il valore originario rettificato dei soli ammortamenti.
I beni ottenuti in locazione finanziaria sono iscritti all’attivo patrimoniale nell’esercizio in cui è esercitato il
diritto di riscatto. Nel periodo di locazione l’impegno per il valore complessivo dei canoni ancora da
corrispondere è iscritto tra i Conti d’ordine in calce allo schema di Stato patrimoniale.
IMMOBILIZZAZIONI FINANZIARIE
Le partecipazioni sono valutate al costo di acquisto o di sottoscrizione.
Qualora risulti una perdita durevole di valore, la partecipazione viene corrispondentemente svalutata. Se in
esercizi successivi vengono meno i presupposti della svalutazione viene ripristinato il valore originario a
beneficio del Conto economico.
CREDITI E DEBITI
I crediti sono valutati al presumibile valore di realizzo tramite accantonamenti al Fondo svalutazione crediti,
mentre i debiti sono iscritti al loro valore nominale.
I crediti comprendono, inoltre, le imposte sul reddito anticipate per la parte non compensata con il Fondo per
imposte differite.
Eventuali crediti e i debiti in valuta estera presenti al termine dell’esercizio sono convertiti in euro sulla base
dei cambi correnti alla data della chiusura; le differenze derivanti dall’adeguamento sono iscritte alla voce
“Utili e perdite su cambi” del Conto economico.
L’eventuale utile netto su cambi è accantonato in un’apposita riserva di Patrimonio netto non distribuibile fino
al realizzo.
75
DISPONIBILITÀ LIQUIDE
Sono costituite dal saldo della cassa e dal saldo dei depositi bancari e sono espresse al loro valore
nominale.
RATEI E RISCONTI
Riguardano quote di componenti positivi e negativi di reddito comuni a due o più esercizi e sono determinati
in funzione della competenza temporale.
FONDI PER RISCHI E ONERI
I fondi per rischi e oneri sono accantonati per coprire perdite o passività, di esistenza certa o probabile, di cui
tuttavia alla chiusura dell’esercizio non sono determinabili l’ammontare o la data di sopravvenienza. Gli
stanziamenti riflettono la migliore stima possibile sulla base degli elementi a disposizione.
E’ costituito con le quote calcolate in base al disposto dell’art. 2120 c.c. e ai contratti collettivi di lavoro
vigenti per le diverse categorie di dipendenti, maturate in ciascun periodo amministrativo fino al 1 gennaio
2007.
Conformemente alla riforma della previdenza complementare, gli accantonamenti maturati a partire dal 1
gennaio 2007, rilevati in Conto economico tra i costi del personale, sono versati mensilmente ad un conto di
tesoreria presso l’INPS o, a partire dalla data scelta, ai Fondi pensionistici complementari prescelti dai
lavoratori.
CONTI D’ORDINE
Evidenziano gli impegni assunti dalla Società e vengono iscritti per l’ammontare dell’effettivo impegno alla
data di chiusura dell’esercizio.
RICAVI E COSTI
Sono esposti in bilancio secondo il principio della prudenza e della competenza economica, con rilevazione
dei relativi Ratei e risconti e sono iscritti al netto di eventuali abbuoni e sconti.
IMPOSTE SUL REDDITO
Le imposte sul reddito correnti sono determinate sulla base della miglior stima possibile del reddito
imponibile. Il saldo algebrico tra le imposte dovute, gli acconti versati, le ritenute subite e in genere i crediti
d’imposta, è iscritto nella voce Debiti tributari se passivo o tra i Crediti tributari se attivo.
Le imposte sul reddito differite e anticipate vengono accantonate sulle differenze temporanee tra i valori
delle attività e delle passività determinati secondo criteri civilistici e i corrispondenti valori riconosciuti ai fini
fiscali. La rilevazione delle imposte differite è omessa se si può dimostrare che il loro pagamento è
improbabile, mentre l’iscrizione delle imposte anticipate e subordinata alla ragionevole certezza della loro
recuperabilità. Le attività per imposte anticipate accolgono le imposte sul reddito differite attive derivanti da
differenze temporanee tra risultato civilistico e l’imponibile fiscale, laddove non compensabili, per natura e
scadenza, con le imposte differite passive.
76
3 IMMOBILIZZAZIONI IMMATERIALI
Le immobilizzazioni immateriali, pari a 4 milioni di euro (1 milione di euro al 31 dicembre 2014), sono così
dettagliate:
16
Fondo ammortamento e
svalutazione
2
1
1
4
14
7
1
22
(2)
1
1
(2)
svalutazione
Valore finale lordo
Altre variazioni
Dismissioni
Ammortamenti e
svalutazioni
1
1
11
5
1
17
Valore finale lordo
2
Valore finale netto
2
Valore finale netto
Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere
dell'ingegno
Altre immobilizzazioni immateriali
Investimenti
(milioni di €)
Valore iniziale netto
31.12.2014
11
5
Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere
dell'ingegno
Altre immobilizzazioni immateriali
(1)
1
1
4
4
(1)
Altre variazioni
Dismissioni
Ammortamenti e
svalutazioni
Investimenti
(milioni di €)
31.12.2015
3
1
(4)
12
6
18
Gli investimenti dell’esercizio pari a 4 milioni di euro, si riferiscono a costi esterni imputati direttamente
all’attivo patrimoniale.
Gli ammortamenti dell’esercizio, pari a 1 milione di euro, sono stati stanziati in base alle condizioni
contrattuali, a quote costanti. La corrispondente vita utile considerata per il calcolo degli ammortamenti è
compresa tra 1 e 5 anni.
77
4 IMMOBILIZZAZIONI MATERIALI
Le immobilizzazioni materiali, pari a 239 milioni di euro, diminuiscono rispetto lo scorso esercizio di 8 milioni
di euro e sono così dettagliati:
(2)
1
126
3
129
svalutazione
1
Valore finale lordo
(2)
Valore finale netto
(1)
(19)
(1)
(21)
Riclassifiche e
altre variazioni
(486)
(5)
(491)
Decremento fondo amm
per scissione ramo
teleriscaldamento
12
4
16
Decremento fondo
ammortamento
Ammortamenti
17
589
9
615
Dismissioni
Conferimento ramo
teleriscaldamento
Impianti e macchinari
Investimenti
(milioni di €)
31.12.2014
16
221
10
247
29
319
18
366
13
98
8
119
4
(23)
(3)
2
svalutazione
2
Valore finale lordo
(3)
Valore finale netto
(1)
(21)
(1)
Ammortamenti
Riclassifiche e
altre variazioni
247
2
10
4
16
Decremento fondo
ammortamento
16
221
10
Dismissioni
Immobilizzazioni in corso
Investimenti
(milioni di €)
31.12.2015
15
205
19
29
322
28
14
117
9
239
379
140
(4)
Gli investimenti dell’anno, pari a 16 milioni di euro, si riferiscono per 3 milioni di euro a costi esterni imputati
direttamente all’attivo patrimoniale e per 13 milioni di euro a costi interni capitalizzati, di cui 6 milioni di euro
per materiali di magazzino, 4 milioni di euro per costi di lavoro e 3 milioni di euro per costi per servizi.
Non sono mai stati imputati oneri finanziari all’attivo patrimoniale.
Gli ammortamenti ammontano a 23 milioni di euro, relativi ad aliquote economico-tecniche, sono stati rilevati
in base alle vite utili comprese nel seguente prospetto:
Vita utile delle immobilizzazioni materiali
Fabbricati
Rete di distribuzione e trasporto gas
Impianti di riduzione gas
Impianti di derivazione gas
Misuratori gas
Apparecchi di misura e controllo
Altre
(anni)
50
50
20
40
15
5
3 - 11
L’allineamento della vita utile delle immobilizzazioni materiali (rete di distribuzione e trasporto gas da 60 a 50
anni, impianti di riduzione gas da 28 a 20 anni e impianti di derivazione gas da 55 a 40 anni), a quella
economica-tecnica di gruppo, ha comportato maggiori ammortamenti pari a 8 milioni di euro, di cui 6 milioni
di euro per il recupero delle quote pregresse.
78
Valore al
31.12.2015
Riclassifiche e
altre variazioni
1
21
1
23
Decrementi
13
98
8
119
Svalutazioni
Ammortamenti
(milioni di €)
Valore al
31.12.2014
Di seguito è riepilogata la movimentazione dei fondi ammortamento:
14
117
9
140
(2)
(2)
I beni completamente ammortizzati e ancora in uso ammontano a 44 milioni di euro.
Non esistono immobilizzazioni materiali svalutate ai sensi dell’art. 2426 c.c. per perdite durevoli di valore, né
immobilizzazioni oggetto di rivalutazione in base a leggi speciali, generali o di settore o volontarie.
5 RIMANENZE
Le rimanenze pari a 1 milione di euro si riferiscono a materiali diversi relativi agli impianti gas, principalmente
tubazioni, misuratori e raccorderia.
Il valore di mercato non supera il valore contabile delle rimanenze di conseguenza non sono mai stati
costituiti Fondi svalutazione magazzino.
6 CREDITI
I crediti pari a 43 milioni di euro, in linea rispetto allo scorso esercizio, sono così dettagliati:
(milioni di €)
31.12.2014
Crediti commerciali verso:
clienti esigibili entro l'esercizio successivo
Crediti tributari:
imposte dirette entro l'esercizio successivo
imposte dirette oltre l'esercizio successivo
Imposte anticipate:
imposte dirette oltre l'esercizio successivo
Crediti diversi verso:
altri entro l'esercizio successivo
31.12.2015
27
27
27
27
3
1
4
3
4
4
7
7
8
8
43
6
6
43
3
I crediti commerciali sono esposti al netto del fondo svalutazione di 1 milione di euro, invariato rispetto allo
scorso esercizio.
I crediti verso clienti, pari a 27 milioni di euro, risultano in linea con i valori al 31 dicembre 2014 e si
riferiscono principalmente al vettoriamento del gas naturale e alle prestazioni su rete e punti gas. I crediti
verso parti correlate rappresentano circa il 22,3% del totale.
I crediti tributari pari a 3 milioni di euro, si riferiscono a imposte correnti per 3 milioni di euro.
Le imposte anticipate pari a 7 milioni di euro sono relative ad ammortamenti temporaneamente indeducibili
(10 milioni di euro) al netto di ammortamenti eccedenti (-3 milioni di euro).
79
I crediti verso altri pari a 6 milioni di euro, riguardano:
31.12.2014
(milioni di €)
Crediti verso CSEA
Altri
31.12.2015
7
1
8
5
1
6
I crediti verso la CSEA si riducono di 2 milioni di euro quale saldo fra i minori crediti relativi ai Titoli di
Efficienza Energetica (-4 milioni di euro) e i maggiori crediti per incentivi per la sicurezza (+2 milioni di euro).
Non vi sono crediti in valuta né crediti relativi ad operazioni che prevedono per l’acquirente l’obbligo di
retrocessione a termine.
7 PATRIMONIO NETTO
(milioni di €)
Capitale sociale
Riserva legale
Utili relativi a esercizi precedenti
- utili portati a nuovo
Utile dell'esercizio
31.12.2014
31.12.2015
54
11
28
4
4
54
11
28
55
55
51
148
17
165
Il patrimonio netto al 31 dicembre 2015 ammonta a 165 milioni di euro e aumenta di 17 milioni di euro
rispetto al 31 dicembre 2014 per effetto dell’utile di esercizio di 17 milioni di euro.
CAPITALE SOCIALE
Al 31 dicembre 2015 il capitale sociale è composto da n. 54.150.000 azioni ordinarie del valore nominale di 1
euro ciascuna, e risulta interamente versato. La Società non ha mai emesso azioni di godimento,
obbligazioni convertibili o valori simili.
RISERVA LEGALE
Ammonta a 11 milioni di euro e non subisce variazioni rispetto al 31 dicembre 2014.
RISERVA DA SOPRAPPREZZO DELLE AZIONI
La Riserva da soprapprezzo delle azioni, pari a 28 milioni di euro, non subisce variazioni rispetto al 31
dicembre 2014.
UTILI RELATIVI A ESERCIZI PRECEDENTI
Ammontano a 55 milioni di euro e si incrementano di 51 milioni di euro a fronte della destinazione del
risultato dell’esercizio 2014 deliberato dall’Assemblea degli Azionisti del 21 aprile 2015.
80
ANALISI DELLA COMPOSIZIONE DEL PATRIMONIO NETTO
E RELATIVO REGIME DI DISTRIBUIBILITÀ
Importo
31.12.2015
(milioni di €)
CAPITALE
RISERVE DI CAPITALE
RISERVE DI UTILI
Riserva legale
Utili portati a nuovo
Possibilità
di utilizzazione
Quota
disponibile
54
28
A, B, C
28
11
55
A, B
A, B, C
11
55
94
11
83
Quota riserve non distribuibili
Residua quota riserve distribuibili
LEGENDA:
A: disponibile per aumento di capitale
B: disponibile per copertura perdite
C: disponibile per distribuzione ai soci
Il Patrimonio netto comprende riserve soggette a tassazione in caso di distribuzione, per complessivi 55
milioni di euro.
In relazione agli ammortamenti, alle rettifiche di valore e agli accantonamenti dedotti ai soli fini fiscali,
risultano vincolate, ai sensi dell’art. 109 comma 4 lettera b del D.P.R. n. 917/86, riserve per un ammontare di
10 milioni di euro.
Le riserve che possono essere distribuite senza concorrere alla formazione del reddito imponibile ai fini
IRES e IRAP ammontano a 83 milioni di euro, oltre all’utile dell’esercizio pari a 17 milioni di euro.
8 FONDI PER RISCHI E ONERI
Fondo per trattamento di quiescenza e obblighi simili
Altri fondi
Altre variazioni
3
(11)
3
Valore
al 31.12.2014
Scissione ramo
teleriscaldamento
Utilizzi a
fronte oneri
Imposte anticipate
nette
(11)
2
1
1
2
1
1
Valore
al 31.12.2015
Altre variazioni
Imposte anticipate
nette
(1)
Utilizzi a
fronte oneri
(1)
Accantonam.
(milioni di €)
8
1
1
10
Valore
al 31.12.2014
Fondo imposte anche differite
Fondo per spese future relative al personale
Altri fondi
Valore
al 31.12.2013
(milioni di €)
Accantonam.
I fondi per rischi e oneri pari a 3 milioni di euro, risultano in aumento rispetto al 31 dicembre 2014, in
conseguenza delle movimentazioni illustrate nella seguente tabella:
2
1
3
81
Il Fondo per trattamento di quiescenza e obblighi simili, pari a 2 milioni di euro, riguarda la stima degli oneri a
carico del datore di lavoro derivanti dalla soppressione, a far data dal 1 dicembre 2015, del Fondo Gas ai
sensi della Legge 6 agosto 2015, n. 125. In particolare, la Legge, agli articoli 9-decies e 9-undecies, ha
stabilito a carico del datore di lavoro: (i) un contributo straordinario per la copertura degli oneri relativi ai
trattamenti pensionistici integrativi in essere all’atto della soppressione del Fondo Gas per gli anni dal 2015
al 2020. L’art. 9-quinquiesdecies dispone che “Qualora dal monitoraggio si verifichi l’insufficienza del
contributo straordinario di cui al comma 9-decies per la copertura dei relativi oneri, con decreto direttoriale
del Ministero del lavoro e delle politiche sociali, di concerto con il Ministero dello sviluppo economico e con il
Ministero dell’economia e delle finanze, si provvede alla rideterminazione dell’entità del contributo
straordinario, dei criteri di ripartizione dello stesso tra i datori di lavoro, nonché dei tempi e delle modalità di
corresponsione del contributo straordinario all’INPS”; (ii) a favore degli iscritti o in prosecuzione volontaria
della contribuzione, che alla data del 30 novembre 2015 non maturano il diritto al trattamento pensionistico
integrativo da parte del soppresso Fondo Gas, un importo pari all’1% per ogni anno di iscrizione al fondo
integrativo moltiplicato per l’imponibile previdenziale relativo al medesimo fondo integrativo per l’anno 2014,
da destinare presso il datore di lavoro o alla previdenza complementare. Allo stato attuale, si è in attesa di
conoscere i criteri, le modalità ed i tempi di corresponsione del contributo straordinario. Le scelte dei
lavoratori sulla destinazione degli importi (previdenza complementare o presso il datore di lavoro) si sono
concluse, così come previsto dalla Legge, in data 14 febbraio 2016.
Gli altri fondi complessivamente pari a 1 milione di euro comprendono i valori accantonati relativi al fondo
oneri ambientali, al fondo per oneri legati al raggiungimento degli obblighi di efficienza energetica (T.E.E.) e
al fondo per oneri derivanti da contenziosi con terzi.
9 TRATTAMENTO DI FINE RAPPORTO DI LAVORO SUBORDINATO
La voce pari a 3 milioni di euro, rileva un decremento di 1 milione di euro rispetto al 31 dicembre 2014,
principalmente dovuto al saldo tra l’accantonamento dell’esercizio, i versamenti a favore dell’INPS e dei
fondi di previdenza, le anticipazioni corrisposte ai dipendenti e le indennità liquidate.
10 DEBITI
I debiti, pari a 114 milioni di euro, diminuiscono di 24 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2014.
L’analisi per natura e per scadenza dei debiti è la seguente:
(milioni di €)
31.12.2014
31.12.2015
Debiti finanziari:
verso soci per finanziamenti entro l'esercizio successivo
banche esigibili entro l'esercizio successivo
banche esigibili oltre l'esercizio successivo
Debiti commerciali:
verso fornitori esigibili entro l'esercizio successivo
Debiti verso imprese controllanti
esigibili entro l'esercizio successivo (finanziari)
esigibili entro l'esercizio successivo (commerciali)
Debiti tributari:
IVA esigibili entro l'esercizio successivo
Debiti verso Iren S.p.A. per consolidato fiscale entro l'esercizio successivo
altre imposte e tasse esigibili entro l'esercizio successivo
Debiti diversi
verso istituti di previdenza e di sicurezza sociale entro l'esercizio successivo
altri esigibili entro l'esercizio successivo
altri esigibili oltre l'esercizio successivo
6
6
6
6
119
1
120
95
3
98
1
1
2
1
9
1
9
10
138
10
114
82
I Debiti verso fornitori risultano in linea con l’esercizio precedente. I debiti relativi all’attività di investimento
ammontano a 2 milioni di euro (3 milioni di euro al 31 dicembre 2014).
I Debiti verso imprese controllanti pari a 98 milioni di euro, in riduzione di 22 milioni di euro, sono relativi
prevalentemente al debito di tesoreria nei confronti di Snam S.p.A.. I debiti verso imprese controllanti relativi
all’attività di investimento ammontano a 1 milione di euro.
I Debiti verso istituti di previdenza e sicurezza sociale, sono pari a 1 milione di euro.
Gli Altri debiti esigibili entro l’esercizio, pari a 9 milioni di euro, in linea rispetto al 31 dicembre 2014, si
riferiscono alle seguenti tipologie:
(milioni di €)
Voci di fatturazione da accreditare alle società di vendita gas e alla CSEA
Debiti relativi al personale
Voci di fatturazione da accreditare al Comune di Torino
Altri
31.12.2014
3
1
4
1
9
31.12.2015
4
1
2
2
9
L’incremento dei debiti per voci di fatturazione da accreditare alle Società di vendita gas e dalla CSEA (+1
milione di euro) consegue sostanzialmente alle quote applicate alle Società di vendita e da riversare alla
CSEA in materia di risparmio energetico, recupero sicurezza, perequazione e altre voci (RE, RS, UG1 e
11
GS) .
I debiti si riferiscono pressoché integralmente a creditori residenti in Italia.
Non vi sono debiti relativi ad operazioni che prevedono per l’acquirente l’obbligo di retrocessione a termine,
né finanziamenti destinati a specifici affari ex art. 2447 – decies c.c..
11 RATEI E RISCONTI PASSIVI
I ratei e risconti passivi pari a 2 milioni di euro (1 milione di euro al 31 dicembre 2014), riguardano i risconti
relativi ai contributi di allacciamento e canalizzazione.
GESTIONE DEI RISCHI FINANZIARI E DI LIQUIDITÀ
Pur mantenendo un limitato profilo di rischio economico e finanziario, in quanto concentrata in business
regolati, Snam applica un approccio strutturato e sistemico di governo di tutti i rischi che possono influire
sulle condizioni alla base della creazione di valore.
Attraverso l’Enterprise Risk Management (ERM) e la nuova Politica di Gestione del rischio, emanata nel
2015, ha inteso rafforzare tale area dotandosi di un metodo di individuazione, valutazione, gestione e
controllo dei rischi strutturato e omogeneo per tutte le società del gruppo. Il modello ERM è gestito da una
funzione aziendale dedicata, è iterativo e prevede una valutazione dei rischi integrata, trasversale e
dinamica che valorizza i sistemi di gestione già esistenti nei singoli processi aziendali.
I principali rischi finanziari identificati e gestiti da AES Torino S.p.A. riguardano il rischio finanziario e di
liquidità, derivanti dalla mancanza di risorse finanziarie per far fronte agli impegni a breve termine,
dall’esposizione alle fluttuazioni dei tassi di interesse e all’esposizione della Società a potenziali perdite su
crediti conseguenti al mancato adempimento delle obbligazioni assunte dalle controparti.
Di seguito sono descritte le politiche e i principi adottati dalla Società per la gestione e il controllo dei rischi
derivanti da strumenti finanziari sopra elencati. In accordo con le informazioni da indicare ai sensi dell’IFRS
7, sono altresì illustrate la natura e l’entità dei rischi risultanti da tali strumenti.
11
Tali componenti si riferiscono a: (i) RE - Quota variabile a copertura degli oneri per misure e interventi per il risparmio energetico e lo
sviluppo delle fonti rinnovabili nel settore del gas naturale, (ii) RS - Quota variabile a copertura degli oneri per la qualità dei servizi gas,
(iii) UG1 - Quota variabile a copertura di eventuali squilibri dei sistemi di perequazione e a copertura di eventuali conguagli, (iv) GS Quota variabile a copertura del sistema di compensazione tariffaria per i clienti economicamente disagiati.
83
Con riferimento agli altri rischi che caratterizzano la gestione si rinvia a quanto indicato nella Relazione sulla
gestione al capitolo “Fattori di incertezza e gestione del rischio”.
Rischio di variazione dei tassi di interesse
Le oscillazioni dei tassi di interesse influiscono sul valore di mercato delle attività e delle passività finanziarie
dell’impresa e sul livello degli oneri finanziari netti. L’obiettivo della Società è l’ottimizzazione del rischio di
tasso d’interesse nel perseguimento degli obiettivi di struttura finanziaria definiti e approvati nei piani
societari.
AES Torino intrattiene rapporti finanziari unicamente con la controllante Snam S.p.A. che svolge attività
finanziaria per conto delle società del Gruppo, in forza di una convenzione in base alla quale provvede alla
copertura dei fabbisogni finanziari e all’impiego della liquidità della Società.
Al 31 dicembre 2015 il Gruppo Snam utilizza risorse finanziarie esterne nelle forme di contratti di
finanziamento bilaterali e sindacati con Banche e altri Istituti Finanziatori, di debiti finanziari a medio – lungo
termine e linee di credito bancarie a tassi di interesse indicizzati sui tassi di riferimento del mercato, in
particolare l’Europe Interbank Offered Rate (Euribor), e di prestiti obbligazionari essenzialmente a tasso
fisso, collocati nell’ambito del programma Euro Medium Term Notes (EMTN).
Ipotizzando un’ipotetica variazione del +/-10% dei tassi di interesse, effettivamente applicati nel corso del
2015 e raffrontati con quelli dell’esercizio 2014, non si evidenziano impatti sul patrimonio netto e sul risultato
al 31 dicembre 2015 e al 31 dicembre 2014.
Rischio credito
Il rischio credito rappresenta l’esposizione della Società a potenziali perdite derivanti dal mancato
adempimento delle obbligazioni assunte dalle controparti. Il mancato o ritardato pagamento dei corrispettivi
dovuti potrebbe incidere negativamente sui risultati economici e sull’equilibrio finanziario di AES Torino.
Relativamente al rischio di inadempienza della controparte in contratti di natura commerciale, la gestione del
credito è affidata alla responsabilità delle unità di business e alle funzioni accentrate di Snam per le attività
connesse al monitoraggio del credito, alla gestione delle garanzie attive, all’attività di recupero crediti e
all’eventuale gestione del contenzioso.
AES Torino presta i propri servizi di distribuzione a 104 società di vendita, la più importante delle quali è Eni
S.p.A..
Le regole per l’accesso degli utenti al servizio di distribuzione del gas sono disciplinate dal Codice di Rete,
che in conformità a quanto stabilito dall’Autorità regola i diritti e gli obblighi dei soggetti coinvolti nel processo
di erogazione del servizio di distribuzione, nonché le clausole contrattuali che riducono i rischi di
inadempienza da parte delle società di vendita.
Rischio liquidità
Il rischio liquidità rappresenta il rischio che, a causa dell’incapacità di reperire nuovi fondi (funding liquidity
risk) o di liquidare attività sul mercato (asset liquidity risk), l’impresa non riesca a far fronte ai propri impegni
di pagamento determinando un impatto sul risultato economico nel caso in cui l’impresa sia costretta a
sostenere costi addizionali per fronteggiare i propri impegni o, come estrema conseguenza, una situazione
di insolvibilità che pone a rischio l’attività aziendale. L’obiettivo di AES Torino è quello di porre in essere una
struttura finanziaria (in termini di rapporto tra indebitamento e Regulatory Asset Base (RAB), tra
indebitamento a breve e a medio lungo termine e di indebitamento a tasso fisso e a tasso variabile) che, in
coerenza con gli obiettivi di business, garantisca un livello di liquidità adeguato, minimizzando il relativo
costo opportunità e mantenga un equilibrio in termini di durata e di composizione del debito.
Ad oggi AES Torino si finanzia interamente tramite prestiti da parte della società controllante Snam S.p.A.
che svolge attività finanziaria per conto delle società del Gruppo, in forza di una convenzione in base alla
quale provvede alla copertura dei fabbisogni finanziari e all’impiego della liquidità della Società.
84
Rischio default e clausole restrittive sul debito
Il rischio di default nei contratti di finanziamento sussiste qualora nei contratti di finanziamento sottoscritti vi
siano contenute disposizioni che prevedono la facoltà da parte del soggetto finanziatore di attivare protezioni
contrattuali che possono arrivare fino al rimborso anticipato del finanziamento al verificarsi di precise
circostanze, generando così un potenziale rischio di liquidità. Al 31 dicembre 2015 la Società ha in essere
solo contratti di finanziamento con la controllante Snam.
Tali contratti contengono, inter alia, clausole di change of control che prevedono l’obbligo di AES Torino di
rimborsare anticipatamente l’intero importo del finanziamento in caso di perdita del controllo di AES Torino
da parte di Snam.
12 RICAVI DELLE VENDITE E DELLE PRESTAZIONI
I ricavi delle vendite e delle prestazioni pari a 68 milioni di euro, diminuiscono rispetto al 31 dicembre 2014 di
55 milioni di euro e riguardano:
(milioni di €)
Vettoriamento gas
Vettoriamento calore e teleriscaldamento
Contributi per allacciamenti e canalizzazioni
Prestazioni varie
2014
2015
67
53
66
3
123
2
68
I ricavi da vettoriamento gas si riferiscono al trasporto di gas naturale per conto di tutti gli operatori
commerciali che richiedano l’accesso alle reti della società in base al Codice di Rete; i volumi annuali di
trasporto più rilevanti sono stati quelli relativi all’attività svolta nei confronti di Eni S.p.A.. Tali ricavi sono stati
determinati in base alle delibere n. 367/2014/R/gas e 147/2015/R/gas dell’Autorità. La riduzione è attribuibile
essenzialmente al venir meno degli effetti positivi del conguaglio tariffario operato nel 2014.
La riduzione di 53 milioni di euro del vettoriamento calore deriva dagli effetti della scissione non
proporzionale, con decorrenza dal 1 luglio 2014, e la conseguente cessazione dell’attività di distribuzione
calore nei comuni di Torino e Moncalieri.
Le prestazioni varie riguardano essenzialmente ricavi derivanti dalle prestazioni accessorie (modifica o
rimozione di impianti esistenti; attivazione, disattivazione, sospensione e riattivazione della fornitura ai clienti
finali; verifica del gruppo di misura su richiesta dei clienti finali; ecc.), previste dal cosiddetto Codice di Rete
che regola il rapporto tra le società di distribuzione e di vendita.
I ricavi delle vendite e prestazioni sono realizzati interamente sul territorio italiano.
13 INCREMENTI DI IMMOBILIZZAZIONI PER LAVORI INTERNI
Gli incrementi di immobilizzazioni per lavori interni pari a 13 milioni di euro, in aumento di 5 milioni di euro
rispetto all’esercizio precedente, si riferiscono agli incrementi delle immobilizzazioni materiali dell’attivo
patrimoniale realizzati con risorse interne così dettagliati:
(milioni di €)
Immobilizzazioni materiali:
materiali di magazzino
costi per il personale
costi per servizi
2014
2015
2
6
8
6
4
3
13
L’incremento delle immobilizzazioni per lavori interni relativo ai materiali di magazzino (+4 milioni di euro)
trova riscontro nei maggiori costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e di merci.
85
Le variazioni delle immobilizzazioni per lavori interni relative ai costi per servizi (+3 milioni di euro) e per il
personale (-2 milioni di euro) sono conseguenti al maggior ricorso all’outsourcing, alla riduzione del numero
dei dipendenti e alla diversa modalità di rilevazione dei costi indiretti capitalizzabili.
14 ALTRI RICAVI E PROVENTI
Gli altri ricavi e proventi pari a 8 milioni di euro, diminuiscono di 6 milioni di euro come evidenziato dalla
seguente tabella e sono così composti:
(milioni di €)
2014
Proventi da risparmio energetico
Incentivi per recupero sicurezza
Ricavi per personale dato in prestito
2015
10
3
4
3
1
1
14
8
La riduzione di 6 milioni di euro sui proventi da risparmio energetico è relativa ai minori T.E.E. consegnati
per il relativo annullamento a maggio 2015 e trovano riscontro nei minori costi sostenuti per l’acquisto.
Gli altri ricavi e proventi sono realizzati interamente sul territorio italiano.
15 COSTI PER MATERIE PRIME, SUSSIDIARIE, DI CONSUMO E DI MERCI
I costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e di merci pari a 7 milioni di euro, aumentano rispetto al
precedente esercizio, di 4 milioni di euro come risulta dalla seguente tabella:
(milioni di €)
2014
Materiali per il magazzino
2015
3
3
7
7
Riguardano prevalentemente misuratori gas e sono esposti al lordo dell’importo di 6 milioni di euro (2 milioni
di euro nel 2014) relativo agli incrementi di immobilizzazioni materiali per lavori interni.
16 COSTI PER SERVIZI
I costi per servizi pari a 11 milioni di euro, in aumento di 2 milioni di euro rispetto allo scorso esercizio, si
riferiscono alle seguenti tipologie:
(milioni di €)
Manutenzioni e altre prestazioni di gestione degli impianti
Servizi generali (service)
Consulenze e prestazioni professionali varie
Assicurazioni
Lettura contatori
Prestiti di personale e servizi per il personale
Altri servizi diversi
2014
2015
3
2
1
1
1
1
9
3
3
1
1
1
2
11
Gli importi sono esposti al netto dei costi imputati direttamente alle immobilizzazioni materiali (4 milioni di
euro) e al lordo degli incrementi di immobilizzazioni materiali per lavori interni (3 milioni di euro).
86
17 COSTI PER GODIMENTO BENI DI TERZI
I costi per godimento beni di terzi pari a 2 milioni di euro, in diminuzione di 1 milione di euro rispetto al
precedente esercizio, si riferiscono alle seguenti tipologie:
(milioni di €)
2014
2015
Canoni per compartecipazione e occupazione suolo pubblico
3
3
2
2
18 COSTI PER IL PERSONALE
I costi per il personale pari a 11 milioni di euro diminuiscono rispetto all’esercizio precedente di 4 milioni di
euro e sono così ripartiti:
(milioni di €)
2014
Salari e stipendi
Oneri sociali
Trattamento di fine rapporto
Altri costi
2015
10
4
1
8
2
1
15
11
L’importo complessivo è costituito, in conformità dei contratti di lavoro e delle leggi vigenti, dalle retribuzioni
corrisposte al personale, dalle retribuzioni differite, dagli accantonamenti per trattamento di fine rapporto,
dalle ferie maturate e non godute, dai costi accessori del personale e dagli oneri previdenziali e assistenziali
a carico della Società.
Gli importi sono esposti al lordo dei costi capitalizzati relativi alle immobilizzazioni materiali per 4 milioni di
euro (6 milioni di euro nello scorso esercizio).
Il numero medio dei dipendenti ripartito per categoria è il seguente:
Qualifica professionale
Ruolo
2014
Dirigenti
Quadri
Impiegati
Operai
2
14
120
116
252
2015
1
9
84
104
198
Per dipendenti a ruolo si intendono i lavoratori iscritti nel Libro Unico del Lavoro della società.
19 AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI
La voce pari a 24 milioni di euro comprende le quote di ammortamento che sono state determinate sulla
base dei criteri illustrati alle voci “Immobilizzazioni immateriali” e “Immobilizzazioni materiali” dello Stato
Patrimoniale:
(milioni di €)
Ammortamenti:
2014
2015
2
21
23
1
23
24
Un’analisi più approfondita degli ammortamenti è riportata nelle note al bilancio ai paragrafi
“Immobilizzazioni immateriali” e “Immobilizzazioni materiali”.
87
20 ONERI DIVERSI DI GESTIONE
Gli oneri diversi di gestione pari a 5 milioni di euro diminuiscono rispetto al precedente esercizio di 6 milioni
di euro e riguardano:
(milioni di €)
2014
Titoli di Efficienza Energetica
Minusvalenze da radiazioni di immobilizzazioni
Altri oneri
2015
10
1
4
1
11
5
Gli oneri riguardanti i Titoli di Efficienza Energetica (4 milioni di euro) si riducono di 6 milioni di euro rispetto
all’esercizio precedente in relazione ai minori T.E.E. acquistati per l’annullamento a maggio 2015 e trovano
riscontro nei minori ricavi.
21 INTERESSI E ALTRI ONERI FINANZIARI
Gli interessi e altri oneri finanziari pari a 1 milione di euro, diminuiscono rispetto all’esercizio precedente di 4
milioni di euro come risulta dalla seguente tabella:
(milioni di €)
2014
Quota interessi finanziamento Snam
Quota interessi finanziamento Mediobanca/IMI
Quota interessi finanziamento Intesa San Paolo
2015
2
2
1
5
1
1
La riduzione degli oneri finanziari di 4 milioni di euro rispetto al 2014 consegue al minor indebitamento
finanziario medio e alla riduzione dei tassi riferimento (Euribor).
La Società non ha mai imputato oneri finanziari all’attivo patrimoniale.
22 PROVENTI E ONERI STRAORDINARI
Gli oneri straordinari netti pari a 3 milioni di euro, sono relativi prevalentemente alla già citata soppressione
del Fondo Gas ai sensi della Legge 6 agosto 2015 n. 125.
23 IMPOSTE SUL REDDITO
Le imposte sul reddito, pari a 8 milioni di euro, si analizzano come segue:
(milioni di €)
Imposte correnti:
IRES
IRAP
Imposte differite e anticipate nette:
IRES
IRAP
2014
2015
22
4
26
10
1
11
(1)
(3)
(1)
25
(3)
8
L’incidenza delle imposte dell’esercizio sul risultato prima delle imposte è del 32% (32,9% al 31 dicembre
2014).
Le imposte sul reddito di periodo sono il risultato algebrico della somma delle imposte correnti (11 milioni di
euro) e delle imposte anticipate (-3 milioni di euro).
88
L’aliquota teorica globale, determinata sulle rispettive basi imponibili civilistiche per l’IRES e per l’IRAP e
rapportata la risultato prima delle imposte, risulta pari al 32,8% (32,8% nel 2014).
L’aliquota teorica è determinata rapportando le seguenti grandezze:
- imposte calcolate applicando le aliquote IRES ed IRAP rispettivamente all’utile prima delle imposte e al
valore civilistico rettificato della differenza fra valori e coti della produzione;
- risultato prima delle imposte.
La differenza tra l’aliquota teorica e quella effettiva è di seguito analizzata:
2014
(milioni di €)
Importo
UTILE PRIMA DELLE IMPOSTE
UTILE OPERATIVO
Costi per il personale
Capitalizzazioni
UTILE OPERATIVO RETTIFICATO (*)
ALIQUOTA TEORICA (**)
Effetto delle variazioni in aumento (diminuzione)
rispetto all'aliquota teorica
- Adeguamento fiscalità differita (IRES) Legge di Stabilità 2016
- Costi auto
- Costi di passati esercizi
- Variazioni per differenti aliquote IRAP
- Dividendi
- Imposte differite esercizi precedenti
- Imposte esercizio precedente
- Plusvalenze cessione beni aziendali e partecipazioni
- Svalutazione immobilizzazioni materiali
- Maggiori imposte per applic."Robin Hood Tax" e
incr.aliq.IRAP soc. concessionarie esercizio prec.
- Deduzione IRES per deducibilità IRAP sul costo del lavoro
- altre
ALIQUOTA EFFETTIVA
Aliquota
2015
Imposta
Importo
Aliquota
Imposta
76
81
15
27,5%
21
24
26
27,5%
7
96
4,2%
32,8%
4
25
26
4,2%
32,8%
1
8
4,2%
1
-4,2%
32,8%
(1)
8
0,3%
-1,3%
-0,1%
-0,8%
3,7%
34,6%
25
(*) L'utile operativo (da schemi IAS) è rettificato dei seguenti importi: costo del personale, capitalizzazioni relative al costo lavoro e oneri finanziari.
24 AMMONTARE DEI COMPENSI AD AMMINISTRATORI E SINDACI
I compensi spettanti agli amministratori ammontano a 289 e 37 mila euro, rispettivamente per gli esercizi
2014 e 2015. I compensi spettanti ai sindaci ammontano a 61 e 53 mila euro, rispettivamente per gli esercizi
2014 e 2015.
25 CORRISPETTIVI DI REVISIONE CONTABILE E DEI SERVIZI DIVERSI
DALLA REVISIONE
Ai sensi dell’art. 149-duodecies del Regolamento Emittenti Consob di seguito sono evidenziati i corrispettivi
erogati alla Società di revisione e a entità a essa collegate.
Tipologia di servizi
Soggetto che ha erogato il servizio
Destinatario
Revisione contabile (*)
Reconta Ernst & Young S.p.A.
A.E.S. S.p.A.
Compensi
(in migliaia di euro)
50
50
(*) I servizi di revisione contabile comprendono: (i) la revisione del bilancio d'esercizio, (ii) le verifiche contabili nel corso dell'esercizio ai sensi dell'art.14, lettera b del D.Lgs
n.39/2010, (iii) la verifica dei rendiconti annuali ai sensi del Testo Integrato Unbundling Contabile (TIUC), (iv) l'attestazione dei ricavi ai sensi delle deliberazioni dell'Autorità.
89
26 RAPPORTI CON PARTI CORRELATE
Tenuto conto dell’esistenza di una situazione di controllo di fatto da parte di CDP S.p.A. sulla controllante
Snam S.p.A., ai sensi del principio contabile internazionale IFRS 10 - Bilancio consolidato, le parti correlate
della Società sulla base dell’attuale assetto proprietario di gruppo, sono rappresentate dalle controllanti
Italgas S.p.A. e Snam S.p.A., dalla controllante indiretta Cassa Depositi e Prestiti (CDP) e le società da esse
controllate, collegate e a controllo congiunto, nonché dalle imprese controllate, collegate e sottoposte a
controllo congiunto (direttamente o indirettamente) da parte del Ministero dell’Economia e delle Finanze
(MEF). Inoltre, sono considerate parti correlate anche i membri del Consiglio di Amministrazione, i Sindaci e i
dirigenti con responsabilità strategiche del Gruppo Snam e i loro familiari.
I rapporti intrattenuti dalla Società con le parti correlate rientrano nell’ordinaria gestione dell’impresa e sono
generalmente regolati in base a condizioni di mercato, cioè alle condizioni che si sarebbero applicate fra due
parti indipendenti. Tutte le operazioni poste in essere sono state compiute nell’interesse della Società.
La Società è soggetta ad attività di direzione e coordinamento ex art. 2497 e ss. del Codice civile da parte
della controllante Snam S.p.A..
Le operazioni compiute dalla stessa con le parti correlate riguardano essenzialmente la prestazione di
servizi, la compravendita di beni con la controllante Italgas S.p.A. e Snam S.p.A. e con società da
quest’ultima controllate, collegate o a controllo congiunto nonché con altre società possedute o controllate
dallo Stato, oltre che la provvista e l’impiego di mezzi finanziari con la controllante Snam.
Di seguito sono evidenziati i saldi dei rapporti di natura commerciale e diversa e di natura finanziaria posti in
essere con le parti correlate sopra definite, per l’esercizio in corso e il precedente di raffronto. E’ altresì
indicata la natura delle operazioni più rilevanti.
Rapporti commerciali e diversi
Denominazione
(milioni di €)
31 dicembre 2014
2014
Costi
Crediti
Imprese controllanti
Società Italiana per il Gas p.A.
Imprese possedute o controllate dallo Stato
Gruppo Eni
Gruppo Enel
Beni
Debiti
1
1
11
10
1
11
Ricavi
Servizi
Altro
Beni
Servizi
Altro
2
2
1
43
39
4
43
2
Denominazione
(milioni di €)
31 dicembre 2015
2015
Costi
Crediti
Imprese controllanti
Snam S.p.A.
Società Italiana per il Gas p.A.
Imprese possedute o controllate dallo Stato
Gruppo Eni
Gruppo Enel
Beni
Debiti
6
5
1
6
Ricavi
Servizi
Altro
3
1
2
2
2
7
3
4
5
7
Beni
Servizi
Altro
37
33
4
37
90
Rapporti finanziari
Denominazione
(milioni di €)
31 dicembre 2014
Crediti
2014
Debiti
Imprese controllate da Snam S.p.A.
Snam S.p.A.
Proventi
Oneri
119
119
119
2
2
2
Denominazione
(milioni di €)
31 dicembre 2015
Crediti
2015
Debiti
Imprese controllate da Snam S.p.A.
Snam S.p.A.
Proventi
95
95
95
Oneri
1
1
1
Rapporti commerciali e diversi con imprese controllanti
Rapporti con la controllante Snam
I principali rapporti commerciali passivi si riferiscono a prestazioni per servizi svolti a livello accentrato dalla
controllante Snam S.p.A. (ICT, personale e organizzazione, pianificazione, amministrazione finanza e
controllo, affari legali, segreteria societaria, servizi generali, immobiliari e di security, enterprise risk
management, relazioni istituzionali e comunicazione, HSEQ, regolazione e internal audit), il cui modello di
pricing si basa sul riaddebito dei costi sostenuti per l’erogazione dei servizi secondo una logica di full cost, a
prestazioni per servizi di carattere informatico, sviluppo delle infrastrutture e prestiti di personale.
Rapporti con la controllante Italgas
I principali rapporti commerciali passivi intercorsi con Italgas S.p.A. riguardano il servizio di ricezione e
smistamento chiamate per guasti e dispersioni, telecontrolli e dispacciamento gas, prestiti di personale, corsi
di addestramento personale, emolumenti per cariche sociali ricoperte da dipendenti, prestazioni tecniche.
Rapporti commerciali e diversi con imprese possedute o controllate dallo Stato
Rapporti con società del Gruppo Eni
I principali rapporti commerciali attivi si riferiscono all’attività di distribuzione gas naturale e prestazioni
tecniche nei confronti di Eni S.p.A.;
Rapporti con società del Gruppo Enel
I principali rapporti commerciali attivi si riferiscono all’attività di distribuzione gas naturale e prestazioni
tecniche nei confronti di Enel Energia S.p.A..
Rapporti con imprese controllate e collegate di Snam S.p.A.
I principali rapporti finanziari intrattenuti con Snam S.p.A. riguardano la copertura dei fabbisogni finanziari e
l’impiego delle liquidità tramite una convenzione di tesoreria per far fronte ai fabbisogni finanziari correnti.
91
Incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulla situazione patrimoniale e sul risultato
economico
L’incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulle voci dello Stato patrimoniale è indicata nella
seguente tabella riepilogativa:
(milioni di €)
31 dicembre 2014
Totale
Crediti commerciali e altri crediti
Debiti commerciali e altri debiti
Debiti finanziari
31 dicembre 2015
Entità
Incidenza %
correlate
Totale
Entità
Incidenza %
correlate
35
11
31,4
33
6
18,2
17
119
1
119
5,9
100,0
19
95
5
95
26,3
100,0
L’incidenza delle operazioni con parti correlate sulle voci del Conto economico è indicata nella seguente
tabella di sintesi:
(milioni di €)
31 dicembre 2014
Totale
Ricavi delle vendite e delle prestazioni
Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e di merci
Costi per servizi
Costi per godimento di beni di terzi
Costi per il personale
Oneri diversi di gestione
Oneri finanziari
123
14
3
9
3
15
11
5
31 dicembre 2015
Entità
Incidenza %
correlate
43
35,0
2
22,2
2
40,0
Totale
68
8
7
11
2
11
5
1
Entità
Incidenza %
correlate
37
54,4
7
63,6
1
100,0
Le operazioni con parti correlate fanno parte della ordinaria gestione e sono generalmente regolate a
condizioni di mercato, cioè alle condizioni che si sarebbero applicate fra due parti indipendenti.
27 ATTIVITÀ DI DIREZIONE E COORDINAMENTO
A norma dell’art. 2497-bis, comma 4 del Codice Civile si indicano i dati essenziali del Bilancio al 31 dicembre
2014 di Snam S.p.A. che esercita sull’impresa l’attività di direzione e coordinamento.
92
Situazione patrimoniale e finanziaria
31.12.2013
Totale
(in €)
ATTIVITA'
Attività correnti
Disponibilità liquide ed equivalenti
Crediti commerciali e altri crediti
Attività per imposte sul reddito correnti
Attività per altre imposte correnti
Altre attività correnti
Attività non correnti
Immobili, impianti e macchinari
Attività immateriali
Partecipazioni in controllate e a controllo congiunto
Altri crediti
Attività per imposte anticipate
Altre attività non correnti
TOTALE ATTIVITA'
PASSIVITA' E PATRIMONIO NETTO
Passività correnti
Passività finanziarie a breve termine
Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine
Debiti commerciali e altri debiti
Passività per imposte sul reddito correnti
Passività per altre imposte correnti
Altre passività correnti
Passività non correnti
Passività finanziarie a lungo termine
Fondi per rischi e oneri
Fondi per benefici ai dipendenti
Altre passività non correnti
TOTALE PASSIVITA'
PATRIMONIO NETTO
Capitale sociale
Riserve
Utile netto
Azioni proprie
Acconto sul dividendo
TOTALE PATRIMONIO NETTO
TOTALE PASSIVITA' E PATRIMONIO NETTO
31.12.2014
di cui verso
parti correlate
Totale
1.687.294
2.076.875.379 2.063.669.765
1.397.101
1.948.318
30.032.453
2.111.940.545
1.703.660
2.873.278.786
16.136.430
2.105.335
12.310.429
2.905.534.640
2.889.385
12.798.682
8.196.416.292
9.638.472.640 9.638.205.745
6.260.782
30.190.409
17.887.028.190
19.998.968.735
3.545.204
14.464.617
8.694.864.580
9.371.265.285
8.837.416
30.261.069
18.123.238.171
21.028.772.811
1.946.743.166
303.291.023
105.060.182
76.256.075
5.121.397
3.277.612
2.439.749.455
10.899.883
3.133.667
41.012.837
1.057.940.510
998.799.056
150.574.484
158.230
3.651.703
3.257.115
2.214.381.098
11.076.125.216
5.015.533
15.937.019
21.826.623
11.118.904.391
13.558.653.846
399.731.148
11.882.811.515
4.265.873
19.375.797
22.783.578
11.929.236.763
14.143.617.861
3.571.187.994
2.509.054.456
705.040.199
(6.978.016)
(337.989.744)
6.440.314.889
19.998.968.735
3.696.851.994
2.722.593.690
470.470.318
(4.761.052)
6.885.154.950
21.028.772.811
di cui verso
parti correlate
2.860.933.979
3.079
9.370.998.573
12.939.487
77.492.460
93
Conto economico
2013
2014
di cui verso
parti correlate
Totale
(in €)
RICAVI
Totale ricavi
COSTI OPERATIVI
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
Costo lavoro
AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI
UTILE OPERATIVO
(ONERI) PROVENTI FINANZIARI
Proventi finanziari (*)
Proventi da strumenti derivati
Oneri finanziari (*)
Oneri da strumenti derivati (*)
PROVENTI SU PARTECIPAZIONI
UTILE PRIMA DELLE IMPOSTE
Imposte sul reddito
UTILE NETTO
Totale
di cui verso
parti correlate
182.137.185
1.533.953
183.671.138
170.355.917
122.935
196.250.487
1.064.598
197.315.085
184.422.084
399.884
(121.960.289)
(66.316.512)
(188.276.801)
(3.319.853)
(7.925.516)
(12.543.894)
(16.377.192)
(142.849.744)
(68.260.881)
(211.110.625)
(4.532.690)
(18.328.230)
(14.368.466)
(13.720.175)
445.028.390
305.121
(489.498.766)
444.900.829
384.490.755
(44.165.255)
757.211.455
705.120.684
384.698.839
196.578
(434.903.935)
(29.559)
(50.038.077)
536.533.262
468.166.955
(80.485)
705.040.199
2.303.363
470.470.318
(11.303.112)
(2.741.920)
(*) Ai fini di una migliore rappresentazione degli (Oneri)/Proventi finanziari, gli effetti economici attribuibili alla quota efficace dei contratti derivati di copertura sono rappresentati
nella medesima voce in cui sono iscritti gli effetti economici derivanti dagli elementi coperti. Gli eventuali effetti economici attribuibili alla quota non efficace dei contratti derivati di
copertura sono iscritti alla voce "(Oneri)/Proventi da strumenti derivati". Coerentemente, il valore dell'esercizio posto a confronto è stato riclassificato.
Prospetto dell'utile complessivo
2013
(milioni di €)
Utile netto
Altre componenti dell'utile complessivo:
Componenti riclassificabili a conto economico:
Variazione fair value derivati di copertura cash flow hedge (quota efficace)
Effetto fiscale
2014
705
470
(1)
(3)
1
(2)
(1)
Componenti non riclassificabili a conto economico:
(Perdite)/Utile attuariale da remeasurement sull'obbligazione per benefici definiti - IAS 19
Effetto fiscale
1
1
Totale altre componenti dell'utile complessivo al netto dell'effetto fiscale
Totale utile complessivo dell'esercizio
705
(2)
1
(1)
(3)
467
94
PROPOSTE DEL CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE DI ITALGAS S.p.A.
ALL’ASSEMBLEA DEGLI AZIONISTI
Signori Azionisti,
in relazione a quanto precedentemente esposto, Vi proponiamo di:
1. approvare il Bilancio di esercizio al 31 dicembre 2015, che chiude con un utile di euro 16.737.212,70;
2. deliberare l’attribuzione a “Utili Portati a Nuovo” dell’utile di esercizio di 16.737.212,70 euro.
San Donato Milanese, 10 marzo 2016
Il Consiglio di Amministrazione
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RELAZIONE DEL COLLEGIO SINDACALE DI ITALGAS S.p.A.
ALL’ASSEMBLEA DEGLI AZIONISTI
Nel corso dell’adunanza del 10 marzo 2016, il consiglio d’amministrazione di ITALGAS ha presentato, per
sottoporlo all’approvazione della sua assemblea, il bilancio finale, con relazione sulla gestione e nota
integrativa, di A.E.S. TORINO, incorporata ed estinta con effetto giuridico dal 1° gennaio 2016.
Per quanto possa eventualmente occorrere, ci è stato chiesto di esporre la sintesi dell’attività svolta nel 2015
dal collegio di A.E.S. TORINO stessa, ovviamente cessato dalle sue funzioni al perfezionarsi della fusione.
Abbiamo, quindi, tratto le seguenti informazioni mediante la consultazione del libro verbali di quel collegio, e,
per quanto comunque utilmente rilevi e completi il quadro delle stesse, da quelli delle assemblee e del
consiglio d’amministrazione, conservati agli atti dell’incorporante, considerando gli altrui lavori effettuati dal
1° gennaio 2015.
Il collegio di A.E.S. TORINO si è riunito dieci volte.
I relativi verbali non contengono rilievi o riserve quanto al sistema di controllo interno, all’adeguatezza dei
profili di diligenza amministrativa ed alla capacità di rilevare e di rappresentare correttamente i fatti di
gestione.
Non annotano fatti ritenuti censurabili, irregolarità, omissioni, denunzie, anche ai sensi dell’articolo 2408
codice civile, esposti ed operazioni atipiche ed inusuali.
Nell’indicare l’assunzione di informazioni dai suoi esponenti sull’effettuazione delle attività periodiche di
RECONTA ERNST & YOUNG, titolare dell’incarico di revisione legale, non richiamano segnalazioni di fatti
censurabili, di irregolarità e di carenze a cura della medesima.
I verbali delle riunioni tenute nel 2015 dall’assemblea e dal consiglio dell’incorporata attestano che il collegio
ha partecipato alle stesse, senza eccepire violazioni di prescrizioni di legge, di statuto e dei principi di
corretta amministrazione.
Il nostro presidente, che ha ricoperto l’analoga carica in A.E.S. TORINO, ci ha confermato che quel collegio
non ha accertato altre risultanze che necessitino di comunicazione.
Il progetto di bilancio finale di A.E.S. TORINO al 31 dicembre 2015, formalizzato, come premesso, dal
consiglio di incorporante ITALGAS, reca il patrimonio netto di euro 164.405.106, già comprensivo dell’utile di
euro 16.737.213.
Nella relazione sulla gestione e nella nota integrativa che lo corredano, gli amministratori indicano attività e
andamento, dati economici, finanziari e patrimoniali, evidenziano ed illustrano rapporti di interscambio di
beni e di servizi con parti correlate, corredano gli importi dello stato patrimoniale e del conto economico con
criteri di valutazione ed effetti di movimentazioni.
Abbiamo ottenuto dal cessato presidente ed amministratore delegato, ingegner Angelo Facchini, il quale
ricopre tutt’ora la carica di responsabile gestione rete di ITALGAS, conferma verbale dell’insussistenza di
altri elementi da comprendere in quel documento.
RECONTA ERNST & YOUNG ci ha commentato i positivi esiti del suo lavoro ed illustrato i contenuti della
sua relazione, del 31 marzo, priva di rilievi, sul nel bilancio finale al 31 dicembre 2015 di A.E.S. TORINO.
1 aprile 2016
IL COLLEGIO SINDACALE
DI INCORPORANTE ITALGAS
Roberto Lonzar
Stefania Mancino
Paolo Piccatti
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RELAZIONE DELLA SOCIETÀ DI REVISIONE
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DELIBERAZIONI DELL’ASSEMBLEA DEGLI AZIONISTI
L’Assemblea ordinaria degli Azionisti di Italgas S.p.A., tenutasi il 22 aprile 2016, ha deliberato di:
1. approvare il Bilancio di esercizio al 31 dicembre 2015 della società incorporata ed estinta
AES Torino S.p.A., che chiude con un utile di euro 16.737.212,70;
2. deliberare l’attribuzione a “Utili Portati a Nuovo” dell’utile di esercizio di 16.737.212,70 euro.
San Donato Milanese, 22 aprile 2016
99
A cura di
Snam
Stampa
Periskop
Stampato su carta ecologica:
Fedrigoni Symbol Freelife
Per informazioni rivolgersi a
Italgas S.p.A.
Largo Regio Parco, 9
10153 Torino
Sito Internet: www.italgas.it

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