Gruppo Terna Relazione finanziaria semestrale 30 giugno 2015

Gruppo Terna
Relazione finanziaria semestrale
30 giugno 2015
Sommario
Highlights – I risultati del primo semestre 2015 ...................................................................................................... 3
Relazione intermedia sulla gestione al 30 giugno 2015 .............................................................................. 4
Organizzazione, scenario di riferimento e business ............................................................................................... 6
Rischi e opportunità ............................................................................................................................................... 31
Performance del Gruppo ....................................................................................................................................... 44
Prospettive future ................................................................................................................................................... 69
Bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2015 ............................................................... 88
Prospetti contabili consolidati ................................................................................................................................ 90
Nota illustrativa ....................................................................................................................................................... 97
Attestazione del bilancio consolidato semestrale ai sensi dell’art. 81-ter del Regolamento
Consob n° 11971 del 14 maggio 1999 e successive modifiche e integrazioni ...................................... 143
Relazione della Società di revisione .......................................................................................................... 145
2
Highlights – I risultati del primo semestre 2015 0
(1) Al netto degli oneri finanziari capitalizzati.
3
Relazione intermedia sulla gestione
al 30 giugno 2015
Indice
Premessa .......................................................................................................................................................... 6
Organizzazione, scenario di riferimento e business ...................................................... 6
Organizzazione e contesto in cui opera il Gruppo ....................................................................................... 6
Azionariato ............................................................................................................................................................... 7
La struttura societaria............................................................................................................................................... 8
L’impegno di Terna, gli obiettivi e le strategie nel medio e lungo termine ........................................................... 11
Contesto di riferimento ........................................................................................................................................... 12
Il business e i capitali del Gruppo ............................................................................................................... 16
L’attività di dispacciamento dell’energia elettrica .................................................................................................. 16
Le Attività Non Regolate ........................................................................................................................................ 20
Le Attività Internazionali di Terna .......................................................................................................................... 23
Ricerca e sviluppo .................................................................................................................................................. 26
La Rete di Trasmissione Nazionale – Consistenza degli impianti ....................................................................... 27
La gestione del capitale umano............................................................................................................................. 28
Rischi e opportunità ........................................................................................................ 31
Il contesto dei rischi e delle opportunità del Gruppo Terna ..................................................................... 31
Concertazione con il territorio ................................................................................................................................ 31
Rischi e incertezze cui Terna e il Gruppo sono esposti........................................................................................ 32
Il presidio dei rischi ....................................................................................................................................... 38
Sistemi e strumenti di gestione dei rischi .............................................................................................................. 38
La sicurezza del sistema elettrico.......................................................................................................................... 41
Information Security ............................................................................................................................................... 42
Performance del Gruppo ................................................................................................. 44
Fatti di rilievo del primo semestre 2015................................................................................................................. 44
Performance del titolo Terna ........................................................................................................................ 48
Performance economico-finanziarie............................................................................................................ 51
Performance operative .................................................................................................................................. 64
Performance di sostenibilità ........................................................................................................................ 67
Prospettive future ............................................................................................................ 69
Performance future nel breve e medio-lungo periodo............................................................................... 69
Lo sviluppo della rete ............................................................................................................................................. 69
Fatti di rilievo successivi al 30 giugno 2015 .......................................................................................................... 74
Prevedibile evoluzione della gestione ................................................................................................................... 75
ALLEGATO – Normativa di riferimento Italia .............................................................................................. 76
Premessa
La Relazione finanziaria semestrale del Gruppo Terna al 30 giugno 2015 è stata redatta in accordo con le
previsioni dell’art. 154-ter del D. Lgs. 58/98 introdotto dal Decreto Legislativo 6 novembre 2007, n. 195 (c.d.
“Decreto Transparency”), così come modificato dal Decreto Legislativo 27 gennaio 2010, n. 27.
Organizzazione, scenario di riferimento e business
Organizzazione e contesto in cui opera il Gruppo
Terna S.p.A. opera principalmente nel sistema elettrico italiano. Nella filiera di settore – produzione, trasmissione,
distribuzione e vendita di energia elettrica – Terna gestisce il segmento della trasmissione, con il ruolo di
TSO (Transmission System Operator) italiano che svolge in regime di monopolio in concessione
governativa. Le attività di Terna sono soggette a regolamentazione da parte dell’Autorità per l’energia elettrica, il
gas e il sistema idrico (AEEGSI) e agli indirizzi del Ministero dello Sviluppo Economico.
Il Gruppo Terna è proprietario della quasi totalità della Rete di Trasmissione Nazionale (RTN) italiana1 ed è
responsabile della trasmissione e del dispacciamento dell’energia elettrica sulla rete ad Alta e Altissima Tensione
sull’intero territorio nazionale, nonché delle attività di pianificazione, realizzazione e manutenzione della rete.
Terna, nella gestione dell’attività di trasmissione, garantisce la sicurezza, la qualità e l’economicità nel tempo del
Sistema Elettrico Nazionale. Assicura parità di condizioni di accesso a tutti gli utenti delle reti. Sviluppa attività di
mercato e nuove opportunità di business con l’esperienza e le competenze tecniche acquisite nella gestione di
sistemi complessi. Crea valore per gli azionisti con un forte impegno all’eccellenza professionale e con un
comportamento responsabile verso la comunità, nel rispetto dell’ambiente in cui opera.
Terna S.p.A. è quotata nel mercato telematico di Borsa italiana dal 2004 e si posiziona tra le prime società
italiane per capitalizzazione di Borsa. Dalla data di quotazione, il valore del titolo è più che raddoppiato
(+141,18%) e il ritorno complessivo per l’azionista (TSR) è superiore al 350%.
1
Circa il 99% della Rete di Trasmissione Nazionale.
6
Azionariato
Alla data di redazione della presente Relazione, il capitale sociale di Terna ammonta a 442.198.240 euro ed è
rappresentato da 2.009.992.000 azioni ordinarie, del valore nominale di 0,22 euro ciascuna interamente liberate.
In base alle risultanze del libro soci e di altre informazioni raccolte alla data di redazione della presente
Relazione, l’azionariato di Terna risulta così ripartito:
• CDP RETI S.p.A.2 29,85% (società controllata da Cassa Depositi e Prestiti S.p.A.)3
• Investitori Istituzionali 48,9%
o di cui People’s Bank of China 2,0%2
o di cui Lazard Asset Management LLC 4,999%2
• Retail 21,3%
21,3%
29,85%
CDP Reti
Investitori Istituzionali
Retail
48,9%
In base alle periodiche ricognizioni effettuate dalla Società, si ritiene che le azioni di Terna siano detenute per il
56,0% da Azionisti Italiani (CDP RETI S.p.A. 29,85%, Retail 21,3% e Investitori Istituzionali 4,9%) e per il restante
44,0% da Investitori Istituzionali Esteri, prevalentemente americani ed europei.
Regno Unito/Irlanda 10,6%
USA/Canada 13,4%
Resto d’Europa 13,3%
Medio Oriente, Asia e Australia 4,0%
Azionisti Italiani
44,0%
Altro 2,6%
56,0%
Investitori Istituzionali
Esteri
CDP RETI S.p.A. 29,85%
Azionisti Retail 21,3%
Investitori Istituzionali 4,9%
2
Azionista che, sulla base delle informazioni a disposizione e delle comunicazioni Consob ricevute, partecipa al capitale sociale di Terna in
misura superiore alle soglie di rilevanza indicate dalla Delibera CONSOB n. 11971/99.
3
Patti parasociali: in data 27 novembre 2014, è stato stipulato un patto parasociale tra Cassa Depositi e Prestiti S.p.A. (CDP), da un lato, e
State Grid Europe Limited (SGEL) e State Grid International Development Limited (SGID), dall’altro, in relazione a CDP RETI S.p.A. (CDP
RETI), SNAM S.p.A. e TERNA S.p.A.. Le informazioni essenziali relative a detto patto parasociale sono pubblicate, ai sensi della normativa
vigente, sul sito Internet di CONSOB e di Terna.
7
La struttura societaria
Di seguito la struttura societaria del Gruppo Terna al 30 giugno 2015.
CAPOGRUPPO
La capogruppo
riceve una remunerazione in base al sistema tariffario stabilito dall’Autorità per
l’energia elettrica, il gas e il sistema idrico per le due importanti attività regolamentate che svolge in Italia, la
trasmissione e il dispacciamento dell'energia elettrica, entrambe in attuazione della Concessione del
Ministero dello Sviluppo Economico (rilasciata con Decreto 20 aprile 2005 dal Ministro delle Attività Produttive),
mantiene la proprietà degli asset patrimoniali e la responsabilità della definizione del Piano di Sviluppo
della Rete di Trasmissione Nazionale e del Piano di Difesa.
CONTROLLATE
ATTIVITÀ REGOLATE
• Terna Rete Italia S.p.A.
La società è delegata nell’ambito del Gruppo Terna tramite un contratto d’affitto di ramo d’azienda
allo svolgimento di tutte le Attività Regolate di esercizio, manutenzione ordinaria e straordinaria
della quota di RTN di proprietà, e di gestione e realizzazione degli interventi per lo sviluppo della
8
rete connessi all’attuazione di quanto previsto dalla Concessione per le attività di trasmissione e
dispacciamento, così come stabilito dal Piano di Sviluppo della Capogruppo.
• Terna Rete Italia S.r.l.
La società è titolare di circa il 12,1% delle infrastrutture della RTN; rientrano nel suo oggetto sociale la
progettazione, la realizzazione, la gestione, lo sviluppo, l’esercizio e la manutenzione di linee elettriche ad
Alta Tensione.
• Terna Storage S.r.l.
La società è preposta, attraverso apposito contratto sottoscritto con la Capogruppo, alle attività di presidio
alla realizzazione dei progetti dei Sistemi di Accumulo diffuso di energia, nonché alle relative
attività di coordinamento, studio e ricerca.
La Capogruppo ha, infatti, avviato, anche tramite Terna Storage S.r.l., un programma nel campo dei
Sistemi di Accumulo, finalizzato a “favorire il dispacciamento degli impianti non programmabili”, in coerenza
con la normativa di riferimento che ne prevede la possibilità di inclusione tra gli interventi per lo sviluppo
delle reti elettriche di trasmissione e nei meccanismi di extraincentivazione stabiliti dall’Autorità per
l’energia elettrica, il gas e il sistema idrico (cfr. Deliberazioni n. 43/2013 e 66/2013 dell’AEEGSI).
• Terna Crna Gora d.o.o.
La società, costituita in Montenegro nel 2011, ha come missione le attività relative all'autorizzazione,
realizzazione e gestione delle infrastrutture di trasmissione costituenti l’interconnessione elettrica
Italia-Montenegro in territorio montenegrino, nonché la promozione e lo sviluppo di nuove opportunità
di investimento nel settore della trasmissione associate alla realizzazione e gestione di nuove linee di
interconnessione tra Montenegro e paesi confinanti e di infrastrutture di connessione di impianti da fonte
rinnovabile negli stessi paesi.
ATTIVITÀ NON REGOLATE
Lo sviluppo delle Attività Non Regolate persegue le direttrici della valorizzazione degli asset posseduti e delle
competenze distintive della capogruppo Terna nel settore della realizzazione e della gestione di infrastrutture, in
particolare in Alta Tensione, in Italia e all’estero.
• Terna Plus S.r.l.
Il Gruppo Terna, grazie all’esperienza e alle competenze tecniche acquisite, sviluppa nuove attività e
opportunità di business sul libero mercato principalmente mediante la società Terna Plus S.r.l.,
direttamente controllata dalla Capogruppo.
o
Gruppo Tamini
Il Gruppo Tamini opera nel settore della produzione e commercializzazione di trasformatori elettrici
industriali e di potenza attraverso 4 stabilimenti produttivi situati tutti in Italia, a Legnano, Melegnano,
Novara e Valdagno.
Con quasi 400 dipendenti specializzati, clienti provenienti da più di 90 paesi in tutto il mondo e oltre
200 trasformatori installati annualmente, Tamini realizza sia macchine speciali per i mercati industriali
(settore acciaio, alluminio, ecc.) che grandi trasformatori di potenza per il settore elettrico. In base alle
9
specifiche esigenze impiantistiche dei clienti, il lavoro manuale si coniuga alla perfezione con le più
sofisticate tecniche di progettazione e calcolo, grazie all’utilizzo di software e modelli di simulazione
all’avanguardia.
o
Terna Chile S.p.A.
La società Terna Plus ha costituito in data 4 giugno 2015 la società di diritto cileno Terna Chile
S.p.A. con un capitale sociale pari a un milione di pesos cileni (corrispondenti a circa euro 1.400,00)
da versarsi entro il 31 dicembre 2015. La società ha come oggetto principale lo svolgimento di attività
di progettazione, costruzione, amministrazione, sviluppo, esercizio e manutenzione di strutture,
impianti, attrezzature e infrastrutture elettriche, incluse quelle di interconnessione.
• Terna Interconnector S.r.l.
Terna Interconnector S.r.l. è stata costituita nella seconda parte del 2014 dalla capogruppo Terna e dalla
controllata Terna Rete Italia S.p.A., con capitale sociale di 10.000 euro, sottoscritto per il 95% da Terna
S.p.A. e per la restante quota dalla predetta società controllata.
Terna Interconnector opera nell’ambito dello sviluppo e della realizzazione del Progetto “Interconnector
Italia-Francia” per il quale, in data 16 dicembre 2013, la Capogruppo e alcune Federazioni di categoria,
hanno sottoscritto il c.d. Memorandum of Understanding, finalizzato alla realizzazione e gestione delle
infrastrutture di interconnessione con l’estero (“Interconnessioni o Interconnector”), ai sensi dell’art. 32
della Legge 99/20094.
Nel corso del primo semestre 2015, in particolare, la società Terna Interconnector ha:
o
ceduto alla società Transenergia S.r.l. una quota pari al 30% del proprio capitale sociale.
Successivamente, in data 27 marzo 2015, i soci di Terna Interconnector hanno provveduto a
effettuare un versamento in conto capitale per 20.000 euro ripartiti in proporzione alle quote di
partecipazione;
o
costituito in data 27 marzo 2015 la società Piemonte Savoia S.r.l., con un capitale sociale pari a
10.000 euro. La nuova società avvierà, per conto degli assegnatari dell’Interconnector Italia-Francia e
sulla base di specifici mandati, la procedura, ai sensi del D.M. 21 ottobre 2005, per l’ottenimento di un
decreto di esenzione dal diritto di accesso dei terzi sulla capacità di trasporto che l’infrastruttura
renderà disponibile, per una capacità pari a 350 MW a valere sulla linea pubblica di 1.200 MW.
•
Monita Interconnector S.r.l.
Si evidenzia, altresì, che nell’ambito del processo di realizzazione delle Attività Non Regolate del Gruppo,
con particolare riferimento alla realizzazione e gestione delle infrastrutture di interconnessione con
l’estero, in data 13 aprile 2015 la capogruppo Terna e la controllata Terna Rete Italia S.p.A. hanno
costituito la società denominata Monita Interconnector S.r.l., con capitale sociale di 10.000 euro,
sottoscritto per il 95% da Terna S.p.A. e per la restante quota dalla predetta società controllata. La nuova
società opererà, in particolare, nell’ambito dello sviluppo e della realizzazione del progetto “Interconnector
Italia-Montenegro”.
4
L’accordo sottoscritto ha posto, altresì, le basi negoziali per futuri accordi con i soggetti assegnatari delle procedure di gara indette da Terna
S.p.A. nel corso degli anni 2009 e 2010.
10
L’impegno di Terna, gli obiettivi e le strategie nel medio e lungo termine
Consapevole dell’importanza del proprio servizio per il funzionamento complessivo del sistema elettrico e della
responsabilità verso la collettività in generale, Terna è da sempre impegnata nella creazione di un rapporto di
fiducia con i propri stakeholder (dalla collettività ai dipendenti), nonché nella gestione di una delle risorse più
importanti per l’azienda e per l’intero sistema Paese, rappresentata dalla Rete di Trasmissione Nazionale (RTN).
Il rispetto degli obblighi di concessione è una precondizione dell’attività di Terna; i rischi operativi nella gestione
della rete – rischi di disservizio – sono da sempre gestiti con la massima attenzione e con l’impiego di
metodologie e tecniche costantemente aggiornate.
Più in generale, nella relazione con gli stakeholder emergono rischi e opportunità di contesto. In tale ambito il
rispetto dell’ambiente e delle comunità locali – nel complesso la relazione dell’organizzazione con il territorio –
incidono sulla capacità di Terna di realizzare gli investimenti previsti dal Piano di Sviluppo. Anche nella ricerca
delle opportunità di business in settori non regolamentati, che è parte della strategia aziendale, Terna tiene conto
delle potenzialità del territorio e delle tendenze del settore, forte delle proprie capacità e competenze distintive.
Piano Strategico 2015-2019
Si riportano di seguito i principali punti del Piano Strategico 2015-2019:
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Contesto di riferimento
Contesto energetico
Fabbisogno di energia elettrica in Italia
L’andamento della domanda di energia elettrica in Italia nel primo semestre 2015 conferma i segnali meno
negativi rispetto alle flessioni registrate in passato (il primo semestre 2014 evidenziava un calo del 3% circa verso
i primi sei mesi 2013), con un profilo del trend che si mantiene comunque stazionario.
In particolare, nei primi sei mesi del 2015, la richiesta di energia elettrica è stata, secondo i dati provvisori al 30
giugno 2015, pari a 154.102 GWh, con una flessione pari a -0,5% rispetto al corrispondente periodo del 2014.
Rettificando i dati per gli effetti di calendario (124 gg del primo semestre 2015 verso 123 gg del medesimo
periodo dell’anno precedente) e di temperatura (più bassa nel primo trimestre e più elevata nel mese di giugno
rispetto ai corrispondenti periodi del 2014), la variazione della domanda elettrica è pari a -1,1%.
L’andamento del fabbisogno di energia elettrica in Italia nel primo semestre 2015* rispetto al dato dello scorso
esercizio viene presentato nel grafico che segue:
* Dati provvisori.
Produzione di energia elettrica
La produzione nazionale netta è pari a 132.055 milioni di kWh, secondo i dati provvisori al 30 giugno 2015, in
lieve riduzione (-1,5%) rispetto ai valori del corrispondente periodo dell’anno precedente.
La produzione netta ottenuta dalle fonti rinnovabili eolica, fotovoltaica e geotermoelettrica è stata, nel primo
semestre 2015, in aumento rispetto al corrispondente periodo dell’anno precedente, +7,8% complessivamente.
12
La tabella seguente mostra la composizione della produzione nazionale per tipologia di fonte:
PRODUZIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA IN ITALIA
1H2015 (*)
GWh
Produzione idrica netta
Produzione termica netta
5
Produzione eolica, fotovoltaica e geotermica netta
Totale produzione netta
1H2014
Variazioni
%
23.936
31.026
(7.090)
(22,90%)
84.027
80.717
3.310
4,10%
24.092
22.341
1.751
7,80%
132.055
134.084
(2.029)
(1,50%)
* Dati provvisori.
Per quanto riguarda la produzione idroelettrica – strettamente legata alle condizioni meteorologiche – occorre
considerare che il confronto avviene con il primo semestre del 2014, anno nel quale si è realizzata la più alta
produzione idroelettrica di sempre. Si evidenzia, pertanto, nel periodo in esame, un calo della produzione idrica
pari a -23% rispetto al primo semestre 2014.
Nei primi sei mesi del 2015, la produzione termica5 si è incrementata nei confronti del primo semestre 2014,
registrando una variazione di +4%, al netto dei consumi per servizi ausiliari.
BILANCIO DELL’ENERGIA ELETTRICA IN ITALIA
GWh
1H2015 (*)
Produzione netta
1H2014
Variazioni
%
132.055
134.084
(2.029)
(1,5%)
Ricevuta da fornitori esteri
25.360
23.201
2.159
9,3%
Ceduta a clienti esteri
(2.371)
(946)
(1.425)
(150,6%)
Saldo estero
22.989
22.255
734
3,3%
Destinata ai pompaggi
(943)
(1.446)
(503)
(34,8%)
Richiesta totale Italia
154.102
154.892
(790)
(0,5%)
* Dati provvisori.
Contesto normativo e regolatorio
Con riferimento al contesto normativo e regolatorio in cui opera il Gruppo Terna, si rinvia all’Allegato “Normativa
di riferimento Italia” per una più puntuale descrizione dei principali provvedimenti normativi di interesse per le
società del Gruppo emanati nel corso del primo semestre 2015 e, successivamente, sino alla data di redazione
della presente Relazione finanziaria semestrale. L’allegato è distinto nelle sezioni “Quadro normativo” per i
principali provvedimenti di legge e “Delibere dell’Autorità per l’energia elettrica, il gas e il sistema idrico” per
l’ambito più prettamente regolatorio.
5
Una quota della produzione termoelettrica, pari al 7% circa, è da attribuire alle biomasse, fonti di tipo rinnovabile.
13
Con riferimento al contesto regolatorio, si ricorda che l’anno 2015 conclude il quarto periodo regolatorio per i
servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell’energia elettrica. In vista della revisione del quadro regolatorio
per il successivo periodo di regolazione, l’Autorità per l’energia elettrica, il gas e il sistema idrico ha avviato due
distinti procedimenti:
- procedimento “Revisione tariffe, qualità e connessioni” (Del. 483/2014/R/eel del 9 ottobre 2014): ha a
oggetto la formazione di provvedimenti in materia di tariffe e qualità dei servizi di trasmissione, distribuzione e
misura dell’energia elettrica e di condizioni tecnico-economiche per l’erogazione del servizio di connessione
per il periodo di regolazione che ha inizio il 1° gennaio 2016;
- procedimento “Revisione WACC” (Del. 597/2014/R/com del 4 dicembre 2014): riguarda la revisione
complessiva delle modalità di determinazione e aggiornamento del tasso di remunerazione del capitale
investito per i servizi regolati dei settori elettrico e gas.
Nell’ambito del procedimento “Revisione tariffe, qualità e connessioni”, i provvedimenti di interesse a oggi
pubblicati riguardano i seguenti documenti di consultazione (DCO):
o
DCO 5/2015/R/eel del 15 gennaio 2015 e DCO 48/15 del 12 febbraio 2015: illustrano l’inquadramento
generale e i criteri, anche dal punto di vista tecnico, alla base delle principali linee di intervento che l’Autorità
intende seguire e sviluppare nel corso del procedimento;
o
DCO 335/2015/R/eel del 9 luglio 2015: propone per la consultazione ipotesi di dettaglio relativamente
all’ambito di applicazione, alla durata del periodo regolatorio, ai meccanismi di aggiornamento infra-periodo,
nonché alla determinazione e all’aggiornamento dei costi riconosciuti per la determinazione dei livelli tariffari
per ciascuno dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell’energia elettrica.
L’Autorità ha preannunciato, altresì, la futura pubblicazione di ulteriori documenti di consultazione nell’ambito del
procedimento; in particolare ne sono previsti uno ulteriore sulla qualità (verso agosto), uno sulla promozione
selettiva degli investimenti in trasmissione (verso settembre), uno su tariffe e vincoli ai ricavi che tratterà anche il
tema dei meccanismi di garanzia dei ricavi (verso settembre) e uno con gli orientamenti finali dell’Autorità (verso
novembre).
Nell’ambito del procedimento di Revisione del WACC, a giugno 2015 è stato pubblicato il DCO 275/2015/R/com,
che espone gli orientamenti iniziali dell’Autorità in relazione ai criteri per una revisione complessiva delle modalità
di determinazione e aggiornamento del tasso di remunerazione del capitale investito e alle tempistiche per
l’adozione della nuova metodologia nei singoli servizi regolati dei settori elettrico e gas.
Altre informazioni
Di seguito vengono indicate “Altre informazioni” richieste da specifiche norme di legge o di settore.
Azioni proprie
La Capogruppo non possiede né ha acquistato o ceduto nel corso dei primi sei mesi del 2015, neanche
indirettamente, azioni proprie, di CDP Reti S.p.A. o di Cassa Depositi e Prestiti S.p.A..
14
Rapporti con parti correlate
Le operazioni con parti correlate compiute dal Gruppo Terna nel corso dei primi sei mesi del 2015, tenuto conto
dell’esistenza di una situazione di controllo di fatto accertata nel 2007 da parte di Cassa Depositi e Prestiti S.p.A.,
sono rappresentate, oltre che dai rapporti con le società collegate e con i fondi pensione per i dipendenti
(Fondenel e Fopen), anche dai rapporti intrattenuti con la stessa Cassa Depositi e Prestiti, con CDP Reti S.p.A.,
nonché con le società direttamente o indirettamente controllate dal Ministero dell’Economia e delle Finanze.
Le operazioni effettuate con parti correlate nel corso dei primi sei mesi del 2015 sono rappresentate
sostanzialmente da prestazioni facenti parte dell’ordinaria gestione e regolate a condizioni di mercato, come più
ampiamente descritto nel Bilancio consolidato e d’esercizio al 31 dicembre 20146.
Le regole di governance della Capogruppo assicurano che tali operazioni siano effettuate nel rispetto dei criteri di
correttezza procedurale e sostanziale e alle stesse condizioni che si applicherebbero a controparti indipendenti e
in coerenza con la disciplina per la trasparenza informativa nei confronti del mercato.
Si precisa che, nel corso dei primi sei mesi del 2015, non sono state poste in essere operazioni di maggiore
rilevanza7, né operazioni soggette agli obblighi informativi in quanto rientranti nei casi di esclusione previsti dal
Regolamento stesso8.
Adesione al processo di semplificazione normativa ex Del. CONSOB n. 18079 del 20 gennaio 2012
Ai sensi dell’art. 3 della Delibera CONSOB n. 18079 del 20 gennaio 2012, Terna ha deliberato di aderire al
regime di semplificazione previsto dagli artt. 70, comma 8, e 71, comma 1-bis, del Regolamento CONSOB n.
11971 del 14 maggio 1999 e s.m.i. (Regolamento Emittenti CONSOB), avvalendosi pertanto della facoltà di
derogare agli obblighi di pubblicazione dei documenti informativi prescritti, in occasione di operazioni significative
di fusione, scissione, aumenti di capitale mediante conferimento di beni in natura, acquisizioni e cessioni.
6
Si precisa che i rapporti intervenuti con i componenti del Collegio Sindacale della Capogruppo, con particolare riferimento ai compensi di
competenza, sono evidenziati nell’ambito della Nota di commento alla voce “Servizi” della Nota illustrativa del Bilancio consolidato e
d’esercizio al 31 dicembre 2014, cui si rinvia. Inoltre, in attuazione della Delibera CONSOB n. 18049 del 23 dicembre 2011, in vigore dal 31
dicembre 2011, l’informativa sui compensi di competenza dei “componenti degli organi di amministrazione e di controllo, dei direttori generali”,
nonché sulle partecipazioni dagli stessi detenute, è inserita nell’ambito della Relazione annuale sulla remunerazione pubblicata nei termini di
legge.
7
Ovvero operazioni con parti correlate individuate in conformità a quanto previsto dall’Allegato 3 del “Regolamento recante disposizioni in
materia di operazioni con parti correlate” (adottato con Delibera CONSOB n. 17221 del 12 marzo 2010, successivamente modificato con
Delibera CONSOB n. 17389 del 23 giugno 2010).
8
In quanto “operazioni rientranti nell’ordinario esercizio dell’attività operativa della Società o delle controllate o collegate o dell’attività
finanziaria alla medesima connessa, purché concluse a condizioni equivalenti a quelle di mercato o standard”.
15
Il business e i capitali del Gruppo
L’attività di dispacciamento dell’energia elettrica
Copertura del fabbisogno
La copertura del fabbisogno, il cui andamento è descritto nel precedente paragrafo “Fabbisogno di energia
elettrica in Italia”, è stata garantita da Terna con adeguati margini di produzione, nell’ambito del processo di
programmazione delle indisponibilità degli elementi di rete, in coordinamento con le indisponibilità degli impianti di
produzione e in considerazione della produzione attesa da impianti rinnovabili, non programmabili e che godono
di priorità di dispacciamento.
La tabella che segue mostra i valori massimi in potenza, espressi in MW, riscontrati in ciascun mese del 2015 e
confrontati con lo stesso periodo dell’anno precedente:
Nel primo semestre 2015 il fabbisogno ha fatto registrare una punta massima pari a 51.063 MW, il 9 febbraio alle
ore 12, -1% rispetto alla punta registrata nel medesimo periodo del 2014 (giugno).
La tabella che segue mostra la disponibilità di potenza e le riserve in corrispondenza della punta massima del
primo semestre 2015:
16
Gli scambi commerciali nel primo semestre 2015 hanno fatto registrare un import netto in aumento di +1 TWh,
rispetto all’anno precedente (+4% yoy).
Il prezzo medio orario della borsa italiana dell’energia (IPEX/PUN) per il periodo gennaio-giugno 2015 è
risultato pari a 50 €/MWh, sostanzialmente in linea rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente, pur con una
tendenza in riduzione nel corso del periodo.
Rispetto alle borse estere francese (PNX) e tedesca (EEX/PHELIX), registra ancora valori superiori. Si rileva
comunque un diverso andamento del PNX rispetto al prezzo tedesco e, di conseguenza, gli spread con la borsa
tedesca e francese hanno subito andamenti divergenti. Infatti, mentre lo spread con il Phelix aumenta lievemente
(circa 2 €/MWh), il differenziale con il prezzo francese si riduce di circa 4 €/MWh per il forte aumento del prezzo
francese nei mesi invernali:
•
prezzo della borsa francese (PNX) pari a 39 €/MWh (+12% yoy);
•
prezzo della borsa tedesca (EEX/PHELIX) pari a 30 €/MWh (-7% yoy).
Di seguito si riportano gli scambi commerciali e i prezzi medi settimanali del primo semestre 2015:
Nota: il passo settimanale del grafico si intende lun-dom.
Dal 25 febbraio è stato avviato il c.d. “market coupling”9 con le frontiere Francia, Austria e Slovenia per gli scambi
commerciali effettuati nel giorno precedente. L’introduzione di tale meccanismo rende più efficiente l’allocazione
della capacità di interconnessione, con l’opportunità tendenziale di formazione di un prezzo unico con le nazioni
confinanti, come evidenziato dal grafico sopra riportato.
9
Con il termine “market coupling” si intende un meccanismo di integrazione dei mercati che, nel determinare il valore dell’energia elettrica
nelle diverse zone europee di mercato coinvolte, contestualmente alloca la capacità di trasporto disponibile tra dette zone, ottimizzandone
l’utilizzo. Con questa modalità, si evita di separare l’acquisto della capacità di trasporto dalla compravendita di energia elettrica, riducendo i
rischi per gli operatori derivanti dal dover stimare il valore della capacità e – per il sistema - di non allocarla in modo efficiente (capacità
invenduta, nonostante l’esistenza di un differenziale di prezzo tra i due mercati, capacità utilizzata – nominata – in modo non coerente con i
medesimi differenziali), quindi massimizzando il benessere sociale.
17
In particolare, a partire dalla data sopra evidenziata, i mercati elettrici di tre delle cinque frontiere italiane, vale a
dire Francia, Austria e Slovenia, sono stati “allineati” (o in gergo “accoppiati”) tra loro tramite la sincronizzazione
delle rispettive Borse elettriche e il coordinamento dei rispettivi TSO. Per le frontiere elettriche tra Italia-Svizzera e
Italia-Grecia il processo partirà invece nei prossimi mesi10.
Con il go-live operativo del progetto, che per l’Italia coinvolge il Gme e Terna, il nostro Paese ha compiuto un
ulteriore, significativo passo verso il mercato dell’energia elettrica europeo integrato. Infatti, con l’allocazione
implicita della capacità sulle frontiere italo-francese, italo-austriaca e italo-slovena, l’Italia è ora inserita nel più
ampio Multi-Regional Coupling (MRC)11, che connette già la maggior parte dei mercati dell’energia elettrica
dell’Unione Europea, dalla Finlandia al Portogallo fino alla Slovenia. A livello continentale, l’estensione del market
coupling al MRC interesserà complessivamente 20 paesi europei, per un totale di circa 2.800 TWh di consumi
annui, ossia il 75% del fabbisogno elettrico europeo.
I benefici del market coupling sono molteplici: il meccanismo integra i mercati elettrici di più paesi e permette di
assegnare la capacità giornaliera di transito sulla frontiera, con l’obiettivo di massimizzare il surplus economico
complessivo dei partecipanti al mercato e incrementare il benessere sociale. Secondo lo studio svolto dalla
società “Booz&Company” per la Commissione europea, l’intero processo di integrazione dei mercati europei
dell’energia porterà benefici fino a 70 miliardi di euro l’anno, di cui 40 miliardi nel settore dell’elettricità: di questi,
una cifra compresa tra 2,5 e 4 miliardi di euro deriva dal market coupling.
Si ricorda, a questo proposito, che l’integrazione dei mercati è diventata uno degli obiettivi principali nell’agenda
della Commissione europea che, per accelerarne i tempi di realizzazione, si è posta l’obiettivo di incrementare la
capacità di interconnessione tra gli stati membri dall’attuale 8% al 15% entro il 2030. In questo senso, Terna può
giocare una parte importante, grazie alle 25 interconnessioni elettriche già attive sulla frontiera italiana (nelr corso
del primo semestre 2015 è stata resa operativa l’interconnessione con Malta), cui se ne aggiungeranno altre 5 già
in corso di realizzazione (2 con la Francia e con il Montenegro e quella con l’Austria) e, in prospettiva, ulteriori
progetti attualmente in fase di studio (Tunisia, Grecia, Svizzera).
Corrispettivo per l’approvvigionamento delle risorse nel Mercato dei Servizi di
Dispacciamento (uplift)
Il Corrispettivo per l’approvvigionamento delle risorse nel Mercato dei Servizi di Dispacciamento (c.d.
uplift), di cui alla Delibera AEEGSI n. 111/06 art. 44 e ss.mm., rappresenta l’onere netto associato alle seguenti
partite energia: acquisti e vendite sul Mercato per il Servizio di Dispacciamento (MSD) a pronti e a termine (questi
ultimi rappresentativi dei premi dei contratti stipulati in alternativa alla dichiarazione di essenzialità),
remunerazione dell’avviamento impianti sul MSD (c.d. gettone di avviamento), sbilanciamenti, rendite da
congestione e relative coperture finanziarie, servizio di interconnessione virtuale e altre partite minori. Tale
10
Italian Borders Working Table (IBWT) è il nome completo del progetto congiunto di market coupling che coinvolge i gestori del sistema di
trasmissione (ADMIE, APG, ELES, RTE, SWISSGRID e TERNA) e le borse dell’elettricità (BSP, GME, EPEX, EXAA e LAGIE) di Austria,
Francia, Grecia, Italia, Slovenia e Svizzera, con il supporto di CASC (Capacity Allocation Service Company), società di servizi d’asta
centralizzata per l’allocazione della capacità di trasmissione transfrontaliera tra 12 paesi europei (Italia, Grecia, Francia, Svizzera, Slovenia,
Germania, Austria, Belgio, Olanda, Lussemburgo, Danimarca e Norvegia).
11
Il Multi-Regional Coupling (MRC) è un progetto paneuropeo dedicato all'integrazione dei mercati elettrici spot in Europa. Si tratta di una
cooperazione tra le borse dell'elettricità (APX, Belpex, EPEX SPOT, Nord Pool Spot e OMIE) e i gestori del sistema di trasmissione (50Hertz,
Amprion, Creos, Elia, Energinet.dk, Fingrid, National Grid, REE, REN, RTE, Statnett, Svenska Kraftnät, TenneT TSO B.V., TenneT TSO
GmbH e TransnetBW). La cooperazione prevede una soluzione di price coupling dei mercati elettrici all'ingrosso del Giorno Prima, che
aumenterà l’efficienza di allocazione delle capacità d’interconnessione dei paesi coinvolti e il benessere sociale globale. Il MRC è basato su
un unico algoritmo – che calcola simultaneamente i prezzi dei mercati elettrici, le posizioni nette e i flussi sulle linee di interconnessione fra le
zone di offerta – e su aste implicite ed è facilitato dalla soluzione PCR.
18
corrispettivo viene fatturato pro-quota agli utenti del dispacciamento sull’energia prelevata, a copertura del costo
mensile di competenza previsto, nonché di scostamenti pregressi.
Nel primo semestre del 2015, il costo complessivo è risultato pari a 652 milioni di euro12, in sensibile
riduzione rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente, per effetto principalmente della riduzione del costo
per l’attività di gestione sull’MSD, nonostante il leggero aumento delle altre partite.
Nel grafico che segue si riporta l’andamento del costo relativo all’attività di dispacciamento per il primo semestre.
Milioni di euro
Costi 1H2015
200
Costi 1H2014
150
100
186
77
167
126
180
123
186
122
148
98
166
111
50
Gen
Feb
Mar
Apr
Mag
Giu
Con riferimento agli acquisti e alle vendite sul Mercato per il Servizio di Dispacciamento nel primo semestre
2015, Terna ha approvvigionato risorse per un onere netto complessivo pari a 572 milioni di euro13, in
forte riduzione rispetto al corrispondente periodo dello scorso anno per interventi di Sviluppo Rete che hanno
ampliato la concorrenza tra operatori (dispositivi di regolazione, reattori, compensatori sincroni di Codrongianos,
in Sardegna), nonché per riduzione dei prezzi delle commodity (in particolare gas) e per l’applicazione della
nuova disciplina UESS in Sicilia che comporta una riduzione dei prezzi nella regione, nonché un dimezzamento
dei premi dei contratti.
Il grafico seguente mostra l’andamento mensile degli oneri netti relativi all’approvvigionamento di risorse
sull’MSD:
153
156
161
MSD 1H2015
159
MSD 1H2014
143
150
Milioni di euro
156
200
100
93
87
112
110
95
75
50
Gen
Feb
Mar
Apr
Mag
Giu
-
12
Dati di maggio e giugno provvisori.
19
Le Attività Non Regolate
Forti di una leva basata sulle competenze maturate nel core business, le Attività Non Regolate del Gruppo si
articolano nei seguenti ambiti:
•
Servizi per terzi
•
Interconnector
•
Gruppo Tamini
La crescita delle Attività Non Regolate nel primo semestre 2015, pari a +32,4 milioni di euro, è dovuta
sostanzialmente ai ricavi da commesse realizzate dal Gruppo Tamini successivamente all’annessione al Gruppo
Terna (+30,1 milioni di euro), come ampiamente commentato nell’ambito della Sezione “Performance”.
SERVIZI PER TERZI
Lo sviluppo dei Servizi per Terzi persegue le direttrici della valorizzazione degli asset posseduti e delle
competenze distintive della capogruppo Terna nel settore della realizzazione e della gestione di infrastrutture
(anche in ambito EPC “Engineering, Procurement, Construction”), in particolare in Alta Tensione, in Italia e
all’estero.
In Italia, nel corso del primo semestre 2015, le attività per terzi di Terna hanno riguardato l’offerta di servizi di
Ingegneria (sviluppo di soluzioni tecniche e fornitura di servizi innovativi), Telecomunicazioni (housing di
apparecchiature di telecomunicazione e servizi di manutenzione di reti in fibra ottica) e Gestione Impianti
(attività di esercizio e manutenzione di impianti in Alta e Altissima Tensione).
All’estero, nella prima metà dell’esercizio, il Gruppo Terna ha acquisito una prima commessa in Cile, geografia di
estremo interesse, in quanto associa a un basso profilo di rischio Paese un elevato tasso di crescita economica e
infrastrutturale, relativa alla realizzazione di una porzione di elettrodotto e di una stazione di smistamento per un
impianto di una società del gruppo Enel Green Power.
Come già evidenziato nell’ambito della struttura societaria del Gruppo, in data 4 giugno 2015, è stata costituita da
Terna Plus S.r.l. una società di diritto cileno denominata “Terna Chile S.p.A.”.
Inoltre, sempre nell’ottica di valorizzazione delle proprie competenze, Terna partecipa a gare internazionali di
assistenza tecnica per operatori che affrontano le complesse sfide legate alle attività di gestione e sviluppo della
Rete, specialmente nei paesi emergenti.
INTERCONNECTOR
Al fine di sostenere lo sviluppo di un mercato unico dell’energia elettrica per mezzo del potenziamento
dell’infrastruttura di interconnessione con l’estero, è stata introdotta una normativa comunitaria che ha tracciato le
linee guida per la realizzazione di interconnessioni con l’estero da parte di soggetti distinti dai gestori delle reti.
La normativa italiana ha recepito le indicazioni europee nella Legge 99/2009, che ha affidato a Terna il compito di
selezionare, sulla base di gare pubbliche, i Soggetti (Soggetti Selezionati) disposti a finanziare specifiche
interconnessioni, a fronte dei benefici loro derivanti dall’ottenimento di un decreto di esenzione dall’accesso di
terzi sulla capacità di trasporto che le relative infrastrutture renderebbero disponibile. In particolare, la legge
prevede che tali Soggetti, a fronte di un impegno al finanziamento dell’opera, affidino a Terna un mandato per la
realizzazione e l’esercizio delle interconnessioni.
20
In data 16 dicembre 2013, la Capogruppo e alcune Federazioni di categoria, hanno sottoscritto il c.d.
Memorandum of Understanding, finalizzato alla realizzazione e gestione delle infrastrutture di interconnessione
con l’estero, ai sensi dell’art. 32 della Legge 99/200913.
Fra le interconnessioni che potranno essere oggetto del finanziamento da parte dei Soggetti Selezionati, l’ItaliaFrancia risulta essere quella in una fase di sviluppo più avanzata, seguita dall’interconnessione ItaliaMontenegro.
Progetto “Interconnector Italia-Francia”
Con lo scopo di assicurare la realizzazione e l’esercizio dell’Interconnector Italia-Francia è stata costituita la
società Terna Interconnector S.r.l., partecipata dal Gruppo Terna al 70% (più precisamente Terna S.p.A. al 65%
e Terna Rete Italia S.p.A. al 5%) e da Transenergia al 30%.
Al fine di agevolare e rendere perseguibile il progetto, è stata costituita, in data 27 marzo 2015, la società
Piemonte Savoia S.r.l. (società posseduta al 100% da Terna Interconnector S.r.l.). Tale società è finalizzata
all’ottenimento dell’esenzione ed è destinata a essere interamente ceduta, in un successivo momento, ai Soggetti
Selezionati. In particolare, nel corso del mese di giugno 2015, la società Piemonte Savoia S.r.l. ha notificato al
Ministero dello Sviluppo Economico la suddetta richiesta di esenzione e ha, altresì, ottenuto la voltura a proprio
favore dell’autorizzazione relativa all’opera.
La nuova interconnessione “Italia-Francia”, unitamente al lavoro di potenziamento delle linee esistenti, renderà
quella con la Francia la frontiera elettrica più importante per il nostro Paese, incrementando significativamente la
capacità di interconnessione transfrontaliera. L’elettrodotto, con i suoi 190 km di lunghezza, rappresenterà la più
lunga linea interrata al mondo e sarà caratterizzato da bassissimi impatti ambientali e sul territorio, grazie a un
progetto e a tecnologia d’avanguardia.
Progetto “Interconnector Italia-Montenegro”
Il progetto di un’interconnessione tra Italia e Montenegro realizza una nuova frontiera elettrica tra l’Italia e il Paese
balcanico, a oggi non elettricamente interconnessi. La nuova interconnessione in corrente continua ha una
capacità nominale complessiva pari a 1.000 MW, sovraccaricabile continuativamente fino a 1.200 MW ed è
suddivisa in due monopoli da 500 MW ciascuno. La linea permetterà di aumentare la sicurezza
dell’approvvigionamento elettrico italiano e montenegrino e di collegare il mercato italiano e gli altri paesi dei
Balcani, oltre il Montenegro stesso.
In particolare, l’interconnessione collegherà la stazione elettrica di Villanova in Italia, nel comune di Cepagatti
(PE), con la nuova stazione elettrica di Lastva in Montenegro, nella municipalità di Kotor, attraversando il mare
Adriatico per una lunghezza complessiva di oltre 450 km e sarà, quindi, realizzata in parte in cavo terrestre e in
parte in cavo marino.
Il finanziamento del progetto e la sua proprietà saranno riconducibili, in parte, a Terna e, in parte, ai soggetti che,
in
ottemperanza
all’articolo
32
della
legge
99/09,
13
sono
chiamati
a
finanziare
l’interconnessione
L’accordo sottoscritto ha posto, altresì, le basi negoziali per futuri accordi con i soggetti assegnatari delle procedure di gara indette da
Terna S.p.A. nel corso degli anni 2009 e 2010.
21
(c.d. Assegnatari)14, per la quota di loro competenza, pari a 300 MW. A tal fine, è stata costituita, in data 13
aprile 2015, la società denominata Monita Interconnector S.r.l., partecipata da Terna S.p.A. al 95% e da Terna
Rete Italia S.p.A. al 5%, come già accennato nell’ambito della “Struttura societaria” del Gruppo.
Detta società, incaricata a presentare istanza di esenzione nell’interesse degli Assegnatari, è destinata a essere
interamente ceduta a questi ultimi prima che l’esenzione diventi efficace, con conseguente acquisizione, da parte
degli Assegnatari stessi, della proprietà di parte dell’interconnessione (l’”Interconnector”) e dei diritti sulla capacità
per la quota parte di 300 MW.
GRUPPO TAMINI
Con un’esperienza quasi centenaria e un know-how di alto livello, Tamini rappresenta una storica realtà
industriale di eccellenza, riconosciuta nel settore elettrico in Italia e all’estero.
Con riferimento al mercato estero, in particolare, si segnala la conclusione nel primo semestre di una fornitura di
un importante trasformatore da 157 MVA per un’acciaieria statunitense e una commessa per un impianto
siderurgico in Sudafrica di 6 trasformatori. L’Africa rimane un mercato strategico, sia nell’ambito siderurgico e
minerario in Sudafrica, che nel Power, prevalentemente in Algeria, dove il Gruppo sta completando la fornitura di
importanti commesse, tra cui un trasformatore da 500 MVA.
In questi mesi, inoltre, le fabbriche Tamini sono impegnate nella realizzazione di 2 progetti nella gamma di
prodotto denominata Phase Shifting Transformer, dove Tamini è riuscita a inserirsi da qualche anno,
conquistando da ultimo le commesse oggi in costruzione per il Lussemburgo e la Repubblica Ceca.
In coerenza con le politiche del Gruppo Tema, sono inoltre proseguite le iniziative, avviate nel secondo semestre
2014, finalizzate al miglioramento e all’efficientamento dei processi aziendali legati al ciclo di commessa. Il
progetto ha visto impegnate tutte le aree dell’azienda e ha prodotto una nuova governance di commessa e un
riassetto organizzativo necessario a garantire la coerenza tra le attività e le responsabilità.
In proposito, si ricorda tra l’altro che, con data di efficacia 1 gennaio 2015, la società Verbano Trasformatori S.r.l.
è stata incorporata nella Tamini Trasformatori S.r.l..
14
L’articolo 32 della legge n. 99/09, al fine di contribuire alla realizzazione del mercato unico dell’energia elettrica, ha stabilito che la società
Terna S.p.A. provvedesse, a fronte di uno specifico finanziamento da parte dei soggetti investitori terzi, a programmare, costruire ed esercire,
a seguito di specifici mandati dei medesimi soggetti, uno o più potenziamenti delle infrastrutture di interconnessione con l’estero nella forma di
interconnector, ai sensi del Regolamento CE n. 1228/03 (così come abrogato e sostituito dal REG 714/2009). A tal fine, Terna S.p.A., in
conformità a quanto previsto dal citato art. 32 della legge n. 99/09, ha organizzato procedure di gara per la selezione dei soggetti che
intendessero sostenere il finanziamento dei singoli interconnector, la cui realizzazione, in conformità a quanto previsto dalla legge, è
subordinata al rilascio di un’apposita esenzione dall’accesso a terzi sulla capacità di trasporto che tali infrastrutture rendono disponibile. Alle
procedure di gara era richiesto, in conformità alle prescrizioni legislative, che partecipassero esclusivamente clienti finali, anche raggruppati in
forma consortile fra loro, che fossero titolari di punti di prelievo ciascuno con potenza impegnata non inferiore a 10 MW.
22
Le Attività Internazionali di Terna
All’estero Terna persegue due obiettivi: lo sviluppo delle interconnessioni con i paesi limitrofi, per una maggiore
sicurezza, economicità e sostenibilità degli approvvigionamenti, e gli investimenti in paesi terzi, un’azione
indispensabile in chiave di diversificazione rispetto alle attività in sede nazionale, svolta anche in collaborazione
con operatori energetici con consolidata presenza all’estero.
La focalizzazione sul bacino del Mediterraneo consente a Terna di beneficiare dei vantaggi competitivi dovuti alla
posizione geografica dell’Italia, non solo potenziale mercato di sbocco, ma “hub” fra l’Europa continentale e il
Mediterraneo. A ciò si aggiunga che l’impatto sulla sicurezza del sistema, a seguito dell’integrazione delle fonti
rinnovabili nella rete e della normativa europea per la creazione di un mercato unico, rendono indispensabile il
potenziamento delle interconnessioni con l’estero e, quindi, con i naturali mercati di sbocco, quali i Balcani e il
Nord Africa.
Gli investimenti all’estero, indirizzati verso paesi caratterizzati dalla necessità di realizzare infrastrutture elettriche,
rappresentano un’opportunità per il business del Gruppo e ne valorizzano le competenze e best practice a livello
mondiale. A tale scopo, in data 11 maggio 2015, è stato siglato un Memorandum of Understanding di durata
triennale fra Terna ed Enel, che consentirà alle due società di cooperare per individuare, valutare e sviluppare
iniziative integrate e opportunità Greenfield (per la realizzazione di nuovi asset) e/o Brownfield (per l’acquisizione
di asset esistenti) legate alle reti di trasmissione in paesi diversi dall’Italia. Terna contribuirà, nei paesi esteri di
interesse strategico o commerciale, all’analisi del sistema elettrico, alla pianificazione di rete, alla progettazione,
all’esercizio e alla manutenzione di asset di trasmissione ed è anche interessata a valutare l’acquisizione o lo
sviluppo di asset di trasmissione nell’ambito di iniziative integrate.
Dall’altra parte, Enel è interessata, nei paesi esteri in cui opera anche tramite società appartenenti al Gruppo,
all’acquisizione, allo sviluppo e all’esercizio di progetti relativi a reti di trasmissione o connessione in Alta
Tensione, anche integrate con una componente di generazione o distribuzione di energia elettrica, sia per quanto
riguarda la realizzazione di nuovi asset, sia per quanto riguarda l’acquisizione di asset già esistenti.
In base al MoU, qualora una parte individui un’opportunità che ritenga possa essere di reciproco interesse o
anche di esclusivo interesse dell’altra Parte, potrà sottoporre in via prioritaria all’attenzione di quest’ultima le
informazioni relative a tale opportunità. Le opportunità verranno valutate dalle due società in base ai comuni
interessi. L’accordo ha una durata di tre anni.
In relazione alle singole opportunità che dovessero formare oggetto di valutazione, verranno messe a
disposizione le informazioni inerenti le operazioni con parti correlate, ove ne ricorressero i presupposti.
Attività a livello europeo
Nel corso del primo semestre 2015, la nomina dell’Amministratore Delegato Matteo Del Fante quale Vice
Presidente di Entso-E, l'associazione europea dei gestori di rete impegnata nel processo di integrazione e
coordinamento delle reti elettriche, ha ulteriormente rafforzato la presenza e il peso di Terna a livello europeo.
Cresce così il ruolo di Terna nell’Europa dell’energia, in favore di un sempre più forte percorso di integrazione e
coordinamento delle grandi reti elettriche continentali.
23
Si è consolidato, inoltre, il rapporto con le Istituzioni Europee, contribuendo a definire la posizione nazionale
rispetto ai dossier di interesse Terna (ossia il Regolamento Fondo Europeo per gli investimenti Strategici,
Pacchetto Energy Union).
È, inoltre, in via di conclusione il processo per l’adozione dell’atto delegato della Commissione europea che
individuerà il secondo elenco di progetti di interesse comune per il settore elettrico, il gas e l’area tematica delle
smart grids, in attuazione del Regolamento CE n. 347/2013. L’atto delegato è atteso per il secondo semestre del
2015 e, con riferimento ai corridoi energetici su cui insiste l’Italia (Corridoio “Interconnessioni di elettricità nordsud nell’Europa occidentale” - NSI West Electricity e Corridoio “Interconnessioni di elettricità nord-sud nell’Europa
centro-orientale e sud-orientale” -NSI East Electricity), potranno trovare conferma i principali progetti di sviluppo
della rete e delle interconnessioni con l’estero proposti da Terna.
Attività nei Balcani
I Balcani rappresentano per Terna un’area di sviluppo strategico, in considerazione della prossimità geografica e
del potenziale energetico della regione, in particolare di tipo rinnovabile.
Il nuovo elettrodotto sottomarino tra Italia e Montenegro (già descritto al paragrafo “Interconnector”), inserito nel
Piano di Sviluppo della RTN, trova fondamento anche negli accordi tra i due governi15 e poi tra Terna, il governo
del Montenegro e l’operatore di trasmissione locale CGES, tramite una partnership strategica tra quest’ultima
società e la Capogruppo, che ne detiene una quota del capitale azionario.
A conclusione dell’ottenimento delle autorizzazioni e dell’aggiudicazione delle gare di appalto internazionali, sono
stati avviati (a cura di Terna Rete Italia S.p.A.) i lavori per la posa del cavo sottomarino lato Italia e lato
Montenegro, dove le attività fanno capo alla società Terna Crna Gora d.o.o.. Per un approfondimento sullo stato
di avanzamento nel primo semestre 2015 dei lavori relativi all’interconnessione Italia-Montenegro, si rinvia al
paragrafo “Performance operative”.
Si segnala, altresì, che è stato attivato con i principali organismi internazionali un monitoraggio dello stadio di
avanzamento delle nuove linee di interconnessione di interesse nell’area Sud Est Europa, con l’obiettivo dello
sfruttamento ottimale del cavo Italia-Montenegro.
Attività in Nord Africa
Il Nord Africa rappresenta per Terna un’area di sviluppo strategico, in considerazione della prossimità geografica
e dell’opportunità di diversificazione di fonti e rotte di approvvigionamento. In tale area, Terna ha attualmente in
corso attività di studio, sviluppo e cooperazione attraverso:
•
la realizzazione di un corridoio elettrico Maghreb-Europa, tramite l’interconnessione dei sistemi dei paesi
interessati. Terna, attraverso la società Elmed Etudes, ad azionariato misto con il TSO tunisino STEG,
partecipa allo studio per il progetto di interconnessione con la Tunisia. Il progetto, che prevede una capacità
di interconnessione di circa 600 MW, è incluso fra gli studi in corso nel Piano di Sviluppo 2015 di Terna
(nonché nel TYNDP di Entso-E), al fine di favorire l’integrazione dei Sistemi Elettrici dell’area Euro
Mediterranea, incrementando gli scambi e le risorse energetiche da fonti rinnovabili. L’interconnessione
Italia-Tunisia è oggetto di attenzione da parte della Commissione europea, che ne riconosce la strategicità
anche in vista di un possibile supporto finanziario;
15
L’Accordo Intergovernativo del 6 febbraio 2010 concluso tra il governo italiano e quello montenegrino è stato ufficialmente recepito
nell’ordinamento italiano nel mese di giugno 2014.
24
•
la partecipazione a iniziative di cooperazione, istituzionali e industriali, anche attraverso Med-TSO,
associazione di 20 operatori di reti elettriche del Mediterraneo, costituita nel 2012 su iniziativa di Terna, che
ne ospita la sede.
25
Ricerca e sviluppo
Terna è alla continua ricerca di soluzioni innovative finalizzate al miglioramento dell’affidabilità degli impianti, della
sicurezza e della qualità del servizio, oltre che alla riduzione dei costi. A tal fine, è stato messo a punto un vero e
proprio Piano di Ricerca, costituito da molteplici progetti che seguono vari filoni di innovazione. Per la sua
attuazione, Terna si avvale anche del supporto specialistico dei costruttori, della collaborazione delle università e
soprattutto di CESI S.p.A., società di servizi partecipata particolarmente specializzata.
Fra i vari progetti, se ne riportano alcuni particolarmente significativi:
− trasformatori di misura innovativi (c.d. TA ottici): avvio della sperimentazione in laboratorio e sul campo di
tale tipologia di trasformatori intrinsecamente sicuri, sia dal punto di vista ambientale (assenza di olio o di SF6)
che della sicurezza fisica per cose o persone;
− monitoraggio completo per diagnostica on-line delle stazioni elettriche: messo a punto il progetto
esecutivo per l’installazione a breve di almeno 5 sistemi di monitoraggio per diagnostica ai fini della
prevenzione dei guasti gravi, secondo un piano di priorità basato su considerazioni tecniche e di impatto
ambientale;
− mitigazione dei campi elettrici e magnetici;
− mitigazione del rumore derivante dal funzionamento del macchinario (trasformatori, ecc.).
In particolare, nel corso del primo semestre 2015, si segnalano le seguenti attività svolte nell’ambito di tre
differenti filoni di ricerca:
• Strutture e materiali a minor impatto ambientale
Nel campo delle strutture, è stato installato un elevato numero di sostegni innovativi monostelo per livello 380 kV,
in particolare sull’elettrodotto Udine Ovest-Redipuglia, attualmente in costruzione. Invece, nel campo dei
materiali, importanti risultati sono stati ottenuti con la messa a punto di un nuovo tipo di conduttore con anima in
fibra di carbonio, che, se installato su linee esistenti, consente di evitare la costruzione di nuovi elettrodotti.
• Nuove apparecchiature e configurazioni impiantistiche
Sono state completate con successo le prove di una nuova tipologia di apparecchiatura multifunzione
ultracompatta 380 kV; si tratta di un componente che funge da “interruzione-sezionamento-misura”, caratterizzato
da ridotte dimensioni e rapida installazione. Ne sono stati installati due esemplari: uno nella stazione di Sorgente,
l’altro nella stazione di Rizziconi.
• Resilienza a eventi climatici importanti
La ricerca è volta a garantire maggiore resistenza degli impianti in caso di eventi esterni potenzialmente dannosi
quali, ad esempio, terremoti, incendi e condizioni ambientali severe:
-
è stata completata la prima fase di installazione di innovativi sistemi di smorzatori sismici per
apparecchiature negli impianti ubicati in aree a più alto rischio;
-
è in corso una seconda fase di installazione di dispositivi antirotazionali per conduttori aerei, in grado di
contrastare la formazione e l’accrescimento dei manicotti di neve bagnata. A riguardo, è stato anche
implementato un modello software per la previsione della formazione dei manicotti di ghiaccio.
26
La Rete di Trasmissione Nazionale – Consistenza degli impianti
La consistenza degli impianti RTN del Gruppo al 30 giugno 2015, confrontata con la situazione al 31 dicembre
2014, è riportata nella tabella seguente:
GRUPPO TERNA
Terna S.p.A.
Terna Rete Italia S.r.l.
30.06.2015
Stazioni
31.12.2014
Variazione
465
29
494
491
+3
663
2
665
661
+4
141.863 MVA
320 MVA
142.183 MVA
140.883 MVA
+ 1.300 MVA
Stalli
5.104
121
5.225
5.205
+ 20
Linee
41.646 km
16.243 km
57.889 km
57.871 km
+ 18 km
2.433
1.716
4.149
4.133
+ 16
46.604 km
17.298 km
63.902 km
63.891 km
+ 11 km
Trasformatori
Terne
Km e MVA sono calcolati al 3° decimale e arrotondati all’unità.
Le principali variazioni del primo semestre nelle consistenze della RTN di proprietà della Capogruppo e della
controllata Terna Rete Italia S.r.l. sono di seguito sintetizzate:
Stazioni
Rileva l’attivazione di tre stazioni Terna, di cui una a 380 kV nel comune di Melfi (PT) e due a 150 kV nei siti di
Valle (FG) e Petralia (CL) e la cessione da Terna ad “AEM Distribuzione” della sezione 220 kV della stazione di
Martinetto (TO).
Trasformatori
Nel primo semestre 2015 sono state attivate 4 nuove macchine a 380 kV nelle stazioni Terna di Melfi (PT),
Manfredonia (FG), Suvereto (LI) e Parma Vigheffio (PR) per complessivi 1.000 MVA.
Elettrodotti
Si registra nel periodo l’entrata in esercizio del nuovo collegamento Larino-Termoli in semplice terna a 380 kV,
per complessivi 14,7 km, nonché l’attivazione di 7 nuove linee Terna in cavo per complessivi 28,1 km.
27
La gestione del capitale umano
Struttura organizzativa del Gruppo
In data 1 Aprile 2015, il Gruppo Terna ha definito la nuova macrostruttura, in coerenza con le linee strategiche del
Piano Industriale 2015-2019. La nuova articolazione organizzativa è finalizzata a rafforzare il ruolo di governo,
indirizzo e controllo della Capogruppo, nonché a centralizzare i processi chiave attraverso lo sviluppo di centri
unici di competenza e servizio per tutto il Gruppo.
Presidente
Audit
Amministratore
Delegato
Strategia e Sviluppo
Affari Regolatori
Corporate Affairs
Sviluppo Rete
Risorse Umane e
Organizzazione
Tutela Aziendale
Affari Legali e
Societari
Relazioni Esterne e
Comunicazione
Amministrazione
Finanza, Controllo e
Investor Relations
Il quadro del personale: composizione ed evoluzione
Al 30 giugno 2015, il numero dei dipendenti del Gruppo Terna è pari a 3.725. Di seguito si riporta il dettaglio della
consistenza del personale del Gruppo Terna a fine periodo.
Evoluzione forza lavoro
al 30.06.2015
al 31.12.2014
Variazioni
72
68
4
544
557
(13)
Impiegati*
1.963
2.007
(44)
Operai
1.146
1.165
(19)
Totale
3.725
3.797
(72)
Dirigenti
Quadri
* Include gli impiegati di Terna Crna Gora con contratto locale (Montenegro).
La consistenza del personale alla fine del periodo rileva un decremento di 72 unità rispetto al 31 dicembre 2014.
28
Tale variazione è riconducibile all’iniziativa avviata dall’azienda nell’ultimo trimestre 2014, volta ad anticipare il
ricambio generazionale attraverso incentivi alla scelta volontaria di cessare il servizio per i dipendenti prossimi
alla pensione. L’iniziativa in oggetto ha previsto una prima fase dedicata ai dipendenti che avessero maturato i
requisiti per il pensionamento alla data del 31 marzo 2015, una seconda fase per i dipendenti con requisiti di
pensionamento maturati entro il 31 dicembre 2015 e una terza fase riservata ai lavoratori che avessero maturato i
requisiti per il pensionamento entro il 31 dicembre 2017, in linea con quanto previsto dall’art. 4 della legge
92/2012 (“Legge Fornero”). Le prime due fasi si sono concluse, mentre, per la terza fase, è scaduto nel mese di
giugno il termine per la “manifestazione di interesse”, a cui seguirà la verifica dei requisiti pensionistici da parte
dell’INPS.
Nel prospetto seguente è illustrato il dettaglio, per società, della consistenza del personale al 30 giugno 2015:
Al 30.06.2015
Dirigenti
Terna S.p.A.
Terna Rete Italia
Terna
Terna Storage
Gruppo
Terna Crna
Totale
S.p.A.
Plus S.r.l.
S.r.l.
Tamini*
Gora d.o.o.
Gruppo
27
35
2
-
8
-
72
Quadri
145
375
6
3
15
-
544
Impiegati
227
1.609
4
4
115
4**
1.963
-
933
-
-
213
-
1.146
399
2.952
12
7
351
4
3.725
Operai
TOTALE
* Include tre dipendenti di Tamini Transformers USA LLC, società statunitense appartenente al Gruppo Tamini.
** Dipendenti locali.
La formazione
La formazione in Terna riguarda in modo continuo l’intera vita professionale. È finalizzata a creare valore per le
persone attraverso l’accrescimento e la diversificazione delle competenze (employability) e a creare valore per
l’azienda attraverso lo sviluppo del capitale umano in coerenza con la mission e la strategia di business. Campus
- Esperienze in Rete è il logo sotto il quale è riunita tutta la formazione erogata.
Il modello formativo si basa sulla condivisione delle conoscenze nella misura in cui il trasferimento del know-how
specialistico è affidato alle risorse più esperte riunite nella Faculty interna; queste esperienze sono affiancate da
collaborazioni esterne (università e business school) per garantire la pluralità degli stimoli. Una sede dedicata è
attiva a Roma, presso un sito operativo dell’azienda, dal 2012 e può ospitare fino a 200 dipendenti coinvolti
contemporaneamente in attività formative.
Nel primo semestre 2015, Terna ha erogato complessivamente 83.880 ore di formazione, registrando 7.599
partecipazioni con il coinvolgimento di 2.803 risorse aziendali in almeno un corso. In particolare, 17.085 ore di
formazione hanno riguardato neoassunti inseriti in Percorsi Formativi di media-lunga durata.
L’81% delle ore di formazione erogate da Terna nella prima metà dell’anno ha riguardato la sezione Training,
nell’ambito della quale il tema della Safety ha pesato per il 62%.
29
Organizzazione e sviluppo del capitale umano
Terna si è dotata di un sistema di mappatura e valutazione di tutti i ruoli di Middle Management, al fine di
identificare i percorsi di carriera e supportare i processi organizzativi.
In tale contesto la performance è l’indicatore chiave che orienta il sistema di sviluppo e crescita professionale
delle risorse umane del Gruppo Terna.
Il cuore del sistema è il Global Performance System (GPS), basato su una definizione di performance che
comprende due aspetti:
•
il concreto raggiungimento degli obiettivi prefissati;
•
i comportamenti organizzativi messi in atto per raggiungerli.
Obiettivi, comportamenti, valutazioni e feedback sono raccolti in uno strumento informatico accessibile a tutto il
personale coinvolto, che garantisce la tracciabilità nel tempo e il monitoraggio costante dei percorsi di crescita.
30
Rischi e opportunità
Il contesto dei rischi e delle opportunità del Gruppo Terna
Il rispetto degli obblighi di concessione è una precondizione dell’attività di Terna. Per questo motivo, i rischi
operativi nella gestione della rete – rischi di disservizio – sono da sempre gestiti con la massima attenzione e con
l’impiego di metodologie e tecniche costantemente aggiornate. Nelle attività di trasmissione, la posizione di
monopolio riduce i rischi legati al mercato: è il quadro regolatorio a determinare gli ambiti di rischi e opportunità.
Gli altri rischi - ad esempio il rischio finanziario - sono identificati e continuamente monitorati e gestiti. La ricerca
di opportunità di business in ambiti non regolamentati, inoltre, è parte della strategia aziendale e tiene conto delle
grandi tendenze del settore, come la crescita della produzione da fonti rinnovabili.
Più in generale, nella relazione con gli stakeholder emergono rischi e opportunità di contesto. In tale ambito, il
rispetto dell’ambiente e la relazione con il territorio incidono sulla capacità di Terna di realizzare gli investimenti
previsti dal Piano di Sviluppo, come meglio commentato nel seguito.
Concertazione con il territorio
Collettività e confronto con il territorio sono tematiche fondamentali per Terna, che riconosce come essenziale il
tema dell’accettazione da parte delle comunità locali. Al di là del rapporto con le istituzioni, già improntato
all’identificazione preventiva di soluzioni condivise, aumentare il grado di accettazione delle infrastrutture
elettriche presso le comunità interessate è un obiettivo molto importante. Rispetto a questo obiettivo, rivestono un
ruolo prioritario l’attività di comunicazione e il coinvolgimento delle associazioni rappresentative della società
civile su scala territoriale, oltre che delle istituzioni locali. Recentemente, inoltre, Terna ha intrapreso una serie di
attività volte a organizzare momenti di incontro specificamente dedicati all’informazione e al coinvolgimento dei
cittadini che vivono nei territori interessati dagli interventi di sviluppo della RTN, con particolare riferimento ai
progetti di interesse comunitario.
In relazione ai campi elettromagnetici, l’impegno di Terna si concretizza innanzitutto nello scrupoloso rispetto
delle norme di legge italiane, tra le più severe nel contesto internazionale. Considerata la sensibilità dell’opinione
pubblica sull’argomento, Terna dedica costante attenzione all’evolversi della ricerca scientifica sui campi
elettromagnetici per valutare gli eventuali rischi connessi con le proprie attività e continuerà a contribuire a una
corretta informazione dell’opinione pubblica sull’argomento.
Dialogo con le amministrazioni locali
L’approccio di Terna al territorio, che si esplica soprattutto in occasione dell’esigenza di realizzare nuove linee,
consiste in un processo volontario di engagement preventivo delle istituzioni locali (amministrazioni regionali e
locali, enti parco, ecc.). Tale processo prevede la condivisione delle esigenze di sviluppo della RTN con le
istituzioni locali, la disponibilità all’ascolto delle opinioni degli stakeholder e la ricerca di una soluzione condivisa
per la collocazione delle nuove infrastrutture e il riassetto di quelle già esistenti.
Per favorire l’accettazione delle infrastrutture elettriche da parte delle comunità locali, Terna ritiene, infatti,
fondamentale anticipare quanto più possibile il confronto con le amministrazioni locali sin dal momento in cui
31
viene pianificata l’esigenza di un nuovo intervento di sviluppo della RTN. In tal modo, si creano le condizioni per
“costruire” insieme lo sviluppo della rete, rendendolo quindi più sostenibile e accettabile.
L’approccio di Terna con il territorio prevede dunque un percorso preautorizzativo volontario, illustrato nel
dettaglio nel capitolo dedicato allo sviluppo della rete, al quale si rinvia.
Nel corso del primo semestre 2015, sono stati svolti complessivamente circa 100 incontri con Amministrazioni
locali, coinvolgendo circa un centinaio di enti.
In tale contesto, in situazioni di eventuali opposizioni locali, l’attitudine di Terna è quella della disponibilità a
studiare e trovare soluzioni alternative, anche tecnicamente più complesse di quelle originariamente definite,
purché compatibili con l’interesse generale alla sicurezza, efficienza ed economicità del servizio elettrico.
Rischi e incertezze cui Terna e il Gruppo sono esposti
Terna è da sempre particolarmente attenta alla prevenzione dei rischi di qualsiasi natura che potrebbero
compromettere o limitare i risultati aziendali nel restante periodo dell’esercizio. Nel presente paragrafo, ai fini di
una più chiara e completa rappresentazione, vengono riepilogati rischi e incertezze della Società, peraltro già noti
al mercato e agli azionisti, tenuto conto della loro esposizione nei bilanci e nei prospetti informativi
precedentemente pubblicati.
Rischio regolatorio
Nel primo semestre 2015, circa il 92% dei ricavi realizzati dal Gruppo Terna è derivato da attività regolate
dall’Autorità per l’energia elettrica, il gas e il sistema idrico (nel seguito AEEGSI).
L’AEEGSI, con le Delibere n. 199/11 e n. 204/11 (come successivamente aggiornate), ha stabilito la struttura
delle tariffe per i servizi di trasmissione e di dispacciamento per l’intero periodo di regolazione 2012-2015, nonché
le regole per l’aggiornamento annuale dei relativi corrispettivi unitari (nell’arco del medesimo periodo regolatorio).
Per l’anno 2015, gli importi unitari dei corrispettivi di trasmissione e di dispacciamento sono stati aggiornati
rispettivamente con le Delibere n. 653/14 e n. 658/14.
Con Delibera n. 197/11 (e relativi aggiornamenti successivi), l’AEEGSI ha, inoltre, stabilito la regolazione della
qualità del servizio di trasmissione per il medesimo periodo regolatorio (2012-2015).
Con particolare riferimento alla remunerazione della RAB (Regulatory Asset Base) relativa alle attività di
trasmissione e di dispacciamento, l’articolo 2 della Delibera n. 199/11 ha disposto, entro il 30 novembre 2013,
l’aggiornamento del tasso di remunerazione del capitale investito per il periodo 1 gennaio 2014 - 31 dicembre
2015, sulla base del valore medio del BTP a 10 anni registrato nel periodo novembre 2012 - ottobre 2013. In
attuazione di tale disposto, la Delibera n. 607/13 ha aggiornato il tasso di rendimento in questione al 6,3%
(rispetto al precedente valore del 7,4%), con applicazione a partire dalle tariffe 2014.
Effetto volume
I corrispettivi unitari per le attività di trasmissione e dispacciamento sono determinati annualmente sulla base dei
costi riconosciuti per le predette attività e delle rispettive grandezze fisiche previsionali di riferimento (previsione
dell’energia trasportata sulla RTN e dell’energia dispacciata). In corso d’anno Terna fattura sulla base dei predetti
corrispettivi e dei volumi effettivi di energia rispettivamente trasmessa e dispacciata. I volumi effettivi (e quindi il
potenziale scostamento tra i volumi effettivi e quelli previsionali utilizzati per il calcolo della tariffa unitaria)
32
dipendono da fattori che sono al di fuori del controllo del Gruppo e i ricavi del Gruppo possono risultare, in
conseguenza di questo “effetto volume”, superiori o inferiori al previsto.
Con le Delibere n. 199/11, 204/11, 565/2012 e 607/13, è stato confermato per tutto il IV periodo regolatorio
(quadriennio 2012-2015) il meccanismo di mitigazione dei volumi introdotto dalla precedente Delibera n. 188/08, il
quale prevede che l’impatto sui ricavi del Gruppo determinato da eventuali variazioni dei volumi di energia
elettrica prelevati dalla rete di trasmissione e dispacciati sia limitato a un intervallo pari a +/- 0,5%.
Qualità del servizio di trasmissione
Premi e penalità per energia non servita
La regolazione della qualità del servizio di trasmissione prevede un meccanismo di premi/penalità che prende in
considerazione il solo indicatore dell’energia non fornita. Per il Gruppo Terna, l’impatto massimo potenziale
derivante da questo meccanismo incentivante è compreso nel range -12/+30 milioni di euro l’anno.
Servizi resi dalle imprese distributrici – Mitigazione
In alcune specifiche tipologie di disalimentazioni, nelle quali viene temporaneamente interrotta la fornitura di
energia dalla RTN a impianti di trasformazione AAT/MT o AT/MT direttamente connessi alla stessa RTN, le
imprese distributrici possono mitigare i disagi per gli utenti connessi alle loro reti controalimentando tali impianti
da reti MT e/o mediante l’inserzione di gruppi di generazione mobili.
Tali servizi, finalizzati alla continuità della fornitura elettrica, danno titolo ai distributori a percepire un corrispettivo,
riconosciuto da Terna, calcolato in funzione dell’energia controalimentata (mitigata).
Gli importi relativi ai servizi di mitigazione sono soggetti a un tetto massimo per singolo evento interruttivo e, in
determinate circostanze, a specifici meccanismi di decurtazione. L’ammontare annuo versato da Terna per la
mitigazione è, inoltre, soggetto a un tetto massimo pari a 18 milioni di euro (a fronte di eventuali versamenti alle
imprese distributrici eccedenti il tetto annuale, Terna può presentare richiesta di reintegro all’Autorità tramite un
apposito “Conto qualità dei servizi elettrici”).
Compartecipazione alle penalità/ai rimborsi pagati dalle imprese distributrici ai clienti connessi a reti di
distribuzione MT e BT
La regolazione prevede dei meccanismi in base ai quali Terna può essere chiamata a “compartecipare” alle
penalità/ai rimborsi che le imprese distributrici erogano ai clienti finali connessi alle loro reti (MT/BT) quando si
verificano interruzioni che superano specifici standard fissati dall’Autorità, con un tetto massimo annuale di 70
milioni di euro.
In determinati casi o per la quota parte dei rimborsi che eccede il tetto massimo annuale, Terna può richiedere il
reintegro dell’eccedenza al “Fondo per Eventi Eccezionali”.
33
Rischio normativa nazionale ed europea
Leggi in materia fiscale
Le leggi in materia fiscale possono incidere sui risultati economico-finanziari del Gruppo.
Leggi in materia ambientale
Le attività del Gruppo sono condizionate dalla produzione di norme in materia ambientale a livello nazionale,
europeo e internazionale (es. campi elettromagnetici, paesaggio, ecc.), nonché, per le attività internazionali, da
norme contenute negli ordinamenti giuridici di paesi esteri. I progetti di investimento infrastrutturali devono essere
sottoposti all’esame delle amministrazioni competenti in materia di ambiente e rispettare le prescrizioni da queste
stabilite.
Modifiche alla normativa vigente sono attese in recepimento della Direttiva 2014/52/UE, in materia di valutazione
di impatto ambientale. La legge di delegazione europea 2014, recentemente approvata dal Parlamento, delega il
Governo ad adottare le norme attuative della Direttiva sulla VIA entro marzo 2017. Il Gruppo potrebbe dover
sostenere ulteriori costi di implementazione delle misure preventive o prescrizioni che nuove norme nazionali,
autonomamente o in recepimento di disposizioni europee, potrebbero in futuro richiedere.
Leggi in materia di energia
Le attività del Gruppo possono essere condizionate dalla modifica della normativa nazionale ed europea che
disciplina il mercato elettrico, le infrastrutture strategiche, l’iter di autorizzazione delle opere della Rete di
Trasmissione Nazionale, l’ambito delle attività che Terna può svolgere o da modifiche normative che incidano sui
rapporti tra le società del Gruppo e altri stakeholder (produttori, distributori, ecc.).
Sono in via di definizione a livello europeo iniziative di attuazione della nuova strategia europea in materia di
Energy Union, compreso il piano di azione per il conseguimento dell’obiettivo di interconnessione del 10% entro il
2020. Per effetto di tali iniziative, è attesa nel corso del biennio 2015/2016 una serie di proposte legislative
europee, fra cui i seguiti della consultazione in corso per ridefinire l’assetto del mercato europeo dell'energia
elettrica, nonché i provvedimenti per il rafforzamento della governance di ENTSO-E e ACER.
Leggi in materia di lavoro e appalti
In relazione ai campi elettromagnetici, è stata adottata la Direttiva 2013/35/UE sull’esposizione dei lavoratori ai
rischi derivanti dai campi elettromagnetici, che dovrà essere recepita entro maggio 2016 dall’ordinamento
giuridico nazionale. Sono state, inoltre, recentemente adottate nuove Direttive europee in tema di appalti (cfr, per
i settori speciali, la Direttiva 2014/25/UE), cui l’Italia dovrà conformarsi entro aprile 2016, e sulle quali è
attualmente in via di esame nel Parlamento nazionale la legge di delega.
34
Rischi operativi: rischi connessi al malfunzionamento della RTN
Nell’ambito delle attività del Gruppo Terna, sono computati rischi di imprevista interruzione del servizio, in
conseguenza di eventi esogeni non dipendenti dalla volontà di Terna, quali incidenti, guasti o malfunzionamenti di
apparecchiature o Sistemi di Controllo, minor resa di impianti, calamità naturali, attentati terroristici e altri eventi
straordinari similari. Oltre al rischio economico legato al ripristino di elementi di RTN di proprietà del Gruppo,
potrebbero aver luogo eventuali richieste di risarcimento da terzi conseguenti a tali eventi, nel caso venga
individuata una specifica responsabilità del Gruppo.
In particolare, per quanto riguarda il rischio di infortunio dei dipendenti, la nostra azienda, certificata BS OHSAS
18001, applica la metodologia BS 18004:2008 con l’adozione di una matrice di stima che, oltre alla valutazione di
tipo qualitativo, prevede anche una valutazione di tipo quantitativo, basata sulla frequenza e sul consolidamento
dei dati su base nazionale relativi agli infortuni accaduti negli ultimi 15 anni.
Viene, inoltre, predisposto e aggiornato annualmente da ciascuna Unità Produttiva un “Piano di Miglioramento
Sicurezza e Ambiente” che contribuisce a garantire il continuo monitoraggio finalizzato alla gestione del rischio
residuo, che è parte integrante del Documento di Valutazione dei Rischi.
Inoltre, vengono analizzati gli infortuni dei dipendenti sia attraverso la valutazione degli indici di gravità e
frequenza previsti dalla norma UNI 7249 sia, nello specifico, verificandone le singole cause e i contesti nei quali
sono occorsi, prevedendo, nei casi più gravi, l’attivazione di specifiche commissioni di analisi.
Inoltre, ogni anno vengono raccolti e monitorati anche i dati relativi agli infortuni delle imprese appaltatrici,
riportati, insieme agli indici sopra citati, nel rapporto di sostenibilità annualmente pubblicato.
È opportuno evidenziare che sono in essere specifiche coperture assicurative per mitigare il rischio a fronte
dell’attività operativa.
Rischio contenzioso: contenzioso legale
Le società del Gruppo Terna sono coinvolte in un certo numero di contenziosi attivi e passivi, sia giudiziali che
extragiudiziali, che derivano dall’ordinario svolgimento delle attività aziendali e sono relativi a questioni ambientali
e di tutela della salute, alla disciplina delle attività regolate, alla costruzione di nuovi impianti o all’esercizio di
quelli esistenti, alla gestione dei rapporti di lavoro con i dipendenti, a lavori e forniture affidati a terzi, ai rapporti
con la pubblica amministrazione e gli enti pubblici.
È da ritenere che anche in futuro le società del Gruppo possano essere coinvolte in nuovi contenziosi del tipo di
quelli sopra menzionati.
Si rimanda in proposito al paragrafo “E. Impegni e rischi” della Nota illustrativa al Bilancio consolidato semestrale
abbreviato al 30 giugno 2015.
Rischi di mercato e finanziari
Nell’esercizio della sua attività, il Gruppo è esposto a diversi rischi finanziari: rischio di mercato (rischio di tasso di
interesse e rischio di inflazione), rischio di liquidità e rischio di credito e di cambio.
Il Gruppo Terna ha definito, nell’ambito delle proprie policy per la gestione dei rischi finanziari approvate dal
Consiglio di Amministrazione, le responsabilità e le modalità operative per le attività di gestione dei rischi
finanziari, con specifico riferimento agli strumenti da utilizzare e a precisi limiti operativi nella gestione degli stessi.
35
Le politiche di gestione dei rischi di Terna hanno lo scopo di identificare e analizzare i rischi ai quali la Società è
esposta, di stabilire appropriati limiti e controlli e di monitorare i rischi e il rispetto di tali limiti. Queste politiche e i
relativi sistemi sono rivisti regolarmente al fine di riflettere eventuali variazioni delle condizioni del mercato e delle
attività del Gruppo.
Si rimanda più approfonditamente al paragrafo “E. Impegni e rischi” della Nota illustrativa al Bilancio consolidato
semestrale abbreviato al 30 giugno 2015.
Rischi connessi al fabbisogno di mezzi finanziari
Anche nell’attuale contesto di mercato, il Gruppo prevede di mantenere un’adeguata capacità di generare risorse
finanziarie con la gestione operativa. Il piano degli investimenti per i prossimi due anni dovrebbe comunque
portare a un incremento del debito netto esistente. In relazione alle condizioni dei mercati finanziari, le esigenze
di finanziamento e rifinanziamento del debito esistente potrebbero determinare nel medio termine un incremento
degli oneri finanziari e comportare, altresì, maggiori rischi per il Gruppo nel rifinanziare il debito a scadenza.
Rischio su Attività Non Regolate
Una parte consistente delle Attività Non Regolate è connessa alle opportunità offerte sul mercato della
progettazione, realizzazione e gestione di impianti in Alta Tensione funzionali alla connessione di produzione da
fonti rinnovabili in Italia o all’estero. Peraltro, eventuali variazioni nell’assetto normativo e regolatorio di riferimento
per le Attività Non Regolate possono determinare una minore capacità di attrazione per gli investimenti in questo
settore e, conseguentemente, una contrazione delle opportunità di mercato per le Attività Non Regolate del
Gruppo Terna.
Inoltre, nell’ambito delle Attività Non Regolate, a seguito dell’acquisizione del Gruppo Tamini, si segnala il rischio
tipico del business industriale, con riferimento in particolare alla credibilità, solvibilità e rischio Paese delle
controparti, nonché ai rischi di garanzia del prodotto finito, ancorché stimati con appositi fondi.
Rischi legati al cambiamento climatico
Terna è un’utility la cui attività principale è la trasmissione dell’energia elettrica; non è implicata in alcun modo
nella generazione di energia elettrica e non è soggetta a obblighi di riduzione delle emissioni o a schemi di
emission trading.
Non sono al momento presenti misure di natura fiscale (ad es. carbon tax) o regolatoria (target di riduzione delle
emissioni, inclusione in schemi di emission trading) con conseguenze dirette sul business e sulla performance
finanziaria di Terna.
Il management ha individuato potenziali, anche se remoti, rischi collegati al riscaldamento della Terra e alle
reazioni che questo potrà indurre nei governi e nelle attitudini dei consumatori.
Gli ambiti di interazione con le attività di Terna sono i seguenti:
•
il compito di mantenere in equilibrio immissioni e prelievi di energia elettrica sulla rete di trasmissione
diviene più difficile quando le condizioni climatiche sono estreme, ad esempio in caso di scarsità d’acqua
o di punte di caldo o gelo. Aumenta la probabilità di situazioni critiche che possono comportare il distacco
temporaneo di utenti in alcune aree del Paese e che, di conseguenza, implicano per Terna una pressante
36
attenzione delle autorità pubbliche e dei mass media. Al riguardo, Terna sta mettendo in atto iniziative di
ricerca in due direzioni. La prima è orientata ad accrescere la conoscenza delle potenziali conseguenze
di scenari climatici estremi - in linea con le elaborazioni dell’IPCC (Intergovernmental Panel on Climate
Change) - sulle infrastrutture di rete e sull’esercizio della trasmissione; la seconda è finalizzata a mettere
a punto soluzioni tecnologiche per la sicurezza del servizio in specifiche condizioni climatiche avverse;
•
la preoccupazione per il cambiamento climatico potrebbe indurre una riduzione dell’elasticità della
domanda di energia alla crescita del PIL. La ricerca di una maggiore efficienza energetica ha già
modificato la tradizionale relazione tra crescita economica e domanda di energia e potrebbe ripercuotersi
in una crescita della domanda di energia elettrica inferiore a quella attuale, a parità di altre condizioni.
L’attuale regolamentazione prevede un meccanismo di parziale sterilizzazione dell’effetto volume, con
una franchigia di ±0,5% sui volumi di energia trasportata (si veda anche il paragrafo “Contesto
regolatorio”);
•
lo sviluppo della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili pone a Terna diverse sfide, legate alla
necessità di pianificare e realizzare investimenti per risolvere i problemi di congestione sulla rete e per
una gestione efficiente e sicura di una produzione non programmabile. Inoltre, l’intermittenza della
produzione, soprattutto eolica, rende più difficile l’attività di dispacciamento, incrementando le necessità
di riserva di potenza e regolazione.
37
Il presidio dei rischi
Terna opera in regime di monopolio legale in base a una concessione governativa per l’attività di trasmissione e
dispacciamento. Questo particolare contesto volge parte dei rischi di mercato in rischi regolatori, che consistono
nell’imperfetta prevedibilità dell’evoluzione del quadro normativo e regolatorio, influenzando l’approccio di Terna
alla gestione del rischio.
Tenuto conto che circa il 92% dei ricavi del Gruppo Terna trae origine dalle attività riconosciute e remunerate
dall’AEEGSI, una variazione nel quadro regolatorio, o dello schema incentivante, rappresenta un rischio tale da
determinare rilevanti impatti sul bilancio aziendale, anche in presenza degli elementi di mitigazione adottati
dall’Autorità: consultazione pubblica dei processi decisionali, tutela primaria dell’utente elettrico, stabilità delle
regolazioni e altri meccanismi ancora.
La missione di Terna è gestire la trasmissione di energia in Italia garantendo la sicurezza del sistema elettrico, la
sua qualità ed economicità nel tempo, assicurando parità di condizioni di accesso a tutti gli utenti delle reti; i rischi
gestiti sono pertanto spesso rischi dell’intero sistema elettrico (come, ad esempio, la discontinuità del servizio e
l’aumento dei costi per la comunità).
L’analisi continua degli eventi e delle situazioni che li hanno causati, la verifica delle procedure intrinsecamente
vulnerabili che ne hanno permesso l’accadimento e l’applicazione dell’analisi del rischio hanno portato nel tempo
a individuare un catalogo di rischi noti, per i quali sono in atto controlli e mitigazioni, e a immaginare degli scenari
per i rischi non noti, cioè quelli occulti oppure occultati.
Per quanto riguarda invece i rischi di tipo reputazionale, trasversali rispetto a tutte le attività del Gruppo, il loro
presidio è assicurato e rafforzato da un approccio di sostenibilità al business che parte dal presupposto
necessario del rispetto della legge e ne considera quindi i possibili impatti ambientali e sociali, allo scopo di
prevenirne e mitigarne gli effetti.
Terna, infine, effettua un monitoraggio costante dei rischi connessi ad aspetti di sostenibilità che comportano
potenziali ricadute negative sulla sua reputazione e sul suo valore intangibile attraverso l’analisi del rating delle
principali agenzie (quali, ad esempio, RobecoSAM, Vigeo ed Eiris), che periodicamente elaborano valutazioni di
sostenibilità.
Sistemi e strumenti di gestione dei rischi
Il Gruppo Terna pone in essere un processo di Risk Management, che coinvolge la Società nel suo complesso,
volto a identificare gli eventi potenziali con impatto più o meno significativo sull’azienda, gestire il rischio e fornire
una ragionevole sicurezza sul conseguimento degli obiettivi aziendali.
Nel corso del primo semestre 2015, Terna ha mantenuto un diretto controllo di tutti gli scenari di rischio verosimili,
in particolare di quello operativo, nelle forme in cui si concretizza con maggior frequenza per un’azienda che è
anche “Infrastruttura Critica” del Paese. A riguardo, il rischio della continuità dell’alimentazione è allargato a
quello del funzionamento di tutte le altre infrastrutture che garantiscono l’attuale stato sociale e il benessere del
cittadino, nonché del rischio di danni alla salute del personale sui luoghi di lavoro.
Identica attenzione è rivolta alle altre attività del Gruppo che, seppur apparentemente orientate alla fornitura o alla
gestione di servizi trasversali, contribuiscono a rafforzare le corrette condizioni di funzionamento e le prassi
operative a sostegno delle varie declinazioni della sicurezza.
38
Terna, nella prospettiva di gestione integrata e sistematica dei rischi che la distingue, ha introdotto strumenti di
gestione e misure di prevenzione di carattere strutturale, interpretando e integrando le logiche proprie del Risk
Management.
Coerentemente, la Funzione Risk Management, nello stile che contraddistingue Terna, persegue l’obiettivo di
miglioramento continuo della sua azione allo scopo di assicurare agli stakeholder che le attività siano svolte in
conformità al mandato, creando valore aggiunto e migliorando l’operatività aziendale.
Per tali ragioni, il Risk Management si è dotato di una metodologia strutturata, riproducibile e obiettiva di gestione
dei rischi, adottando l’Enterprise Risk Management (ERM), e applicandolo a tutti i processi “core” e ai principali
processi di supporto del Gruppo.
L'adozione del framework ERM, in ottemperanza anche alle direttive del nuovo Codice di Autodisciplina delle
società quotate, garantisce una visione globale dei rischi e dei controlli, nonché la diffusione di un linguaggio e
una cultura del rischio comuni.
In tale ottica, e in linea con le best practice internazionali, Terna ha individuato nell’ultimo anno un’infrastruttura
tecnologica Archer - eGRC per la Enterprise Governance Risk e Compliance, quale strumento più idoneo a
supportare l’intero processo di Risk Management.
Archer - eGRC, attraverso la mappatura e la definizione dei rischi, la classificazione, l’associazione a un contesto
e l’individuazione dei dispositivi di controllo capaci di mitigarli, ha consentito di:
•
migliorare la qualità e l’efficacia del processo di gestione dei rischi;
•
valutare i rischi in collaborazione con i referenti di business;
•
automatizzare il consolidamento e la comunicazione delle informazioni sull’esposizione dell’azienda ai rischi;
•
assicurare un’informazione continua e una visione completa da parte del management sull’esposizione al
rischio e sulle relative politiche di mitigazione, contribuendo a trovare il giusto equilibrio fra ottimizzazione dei
costi, gestione dei rischi e capacità di innovazione.
Terna, inoltre, per la gestione e il monitoraggio in tempo reale delle criticità afferenti le infrastrutture critiche, si
avvale di un Security Operations Center (SOC) in grado di prevenire, fronteggiare e gestire le escalation,
dandone comunicazione giornaliera anche al Vertice tramite il “Mattinale del SOC”.
In tale ambito si inquadra l’accordo siglato con il Ministero dell’Interno finalizzato rispettivamente:
•
ad aumentare i livelli di protezione fisica delle stazioni elettriche, attraverso procedure mirate e innovativi
strumenti informatici in costante collegamento con le forze dell’ordine capillarmente presenti sul territorio. A
tal fine, il Ministero dell’Interno e Terna hanno realizzato un sistema di protezione dei siti critici della Società
che garantisce il monitoraggio 24 ore su 24 attraverso le strutture territoriali dell’Arma dei Carabinieri, della
Polizia di Stato e della Polizia Postale territorialmente competenti. A oggi i siti monitorati sono 175 e
l'obiettivo aziendale è quello di ampliare tale perimetro sui restanti impianti;
•
a prevenire e contrastare attacchi informatici e danneggiamenti dei sistemi informativi e delle reti di
comunicazione di Terna.
Al fine di prevenire il pericolo di infiltrazioni criminali nella gestione di settori strategici, quali sono il mercato
elettrico e le fonti di energie rinnovabili, è stato stipulato tra Terna e la Guardia di Finanza un Protocollo d’intesa
per il monitoraggio da parte del Corpo delle aziende che partecipano alle gare di appalto e aggiudicazione dei
lavori sulle infrastrutture elettriche del Paese. L’azione sinergica delle Istituzioni, infatti, assicura un processo
armonico ed equilibrato, entro la cornice della legalità, costituendo, di per sé, un deterrente per i soggetti vicini
alla criminalità a partecipare alle procedure indette da Terna per la realizzazione di servizi, opere e forniture.
39
Qualificazione impianti
Nel primo semestre 2015, nell’ambito dell’attività di qualificazione al mercato dei nuovi impianti di produzione
monitorata attraverso il pannello di controllo definito dall’Autorità nel Testo Integrato delle Connessioni Attive, si
sono registrati circa 21.000 nuovi impianti, prevalentemente fotovoltaici di piccola taglia, per un totale di 480 MW.
Dal 1 gennaio 2015, è stata avviata la gestione di un nuovo ambito anagrafico, relativo ai Sistemi Semplici di
Produzione e Consumo (SSPC), sulla base del processo di definizione e qualificazione deliberato dall’Autorità nel
Testo Integrato sui Sistemi Semplici di Produzione e Consumo. In particolare, sono stati definiti oltre 20.000 nuovi
SSPC, che dovranno richiedere nei prossimi mesi al GSE il riconoscimento della qualifica SEU al fine di
beneficiare delle riduzioni sui corrispettivi a copertura degli oneri generali di sistema da applicare sull’energia
elettrica autoprodotta.
Da febbraio 2015, è stata attivata la fase 1 del progetto di gestione in Gaudì dei Sistemi di Accumulo, grazie alla
quale sono stati registrati circa 300 nuovi impianti fotovoltaici dotati di un Sistema di Accumulo.
In ottemperanza alla Delibera 421/2014/R/eel, da marzo 2015 è iniziata la comunicazione da parte delle imprese
distributrici dei dati previsti nel modulo GE-DI, concernenti gli adeguamenti della generazione distribuita da fonti
non programmabili alle prescrizioni dell’allegato A72 del Codice di Rete di Terna.
40
La sicurezza del sistema elettrico
Il Piano di miglioramento dei Sistemi di Difesa per la sicurezza del Sistema Elettrico Nazionale, cosiddetto Piano
per la Sicurezza, è il programma di interventi predisposti da Terna a tutela della sicurezza della rete elettrica
nazionale. Il Piano viene redatto da Terna ogni anno con riferimento a un periodo di programmazione
quadriennale e viene approvato dal Ministero dello Sviluppo Economico.
In particolare, a inizio anno Terna ha predisposto e inviato al Ministero dello Sviluppo Economico il Piano per la
Sicurezza per il periodo di programmazione 2015-2018, approvato dal Ministero nel mese di Aprile 2015.
Il Piano, che nel 2015 ha raggiunto la dodicesima edizione, ha avuto nel corso delle varie edizioni un approccio
sempre più articolato al tema della sicurezza del sistema elettrico. La struttura attuale del Piano per la Sicurezza
prevede, infatti, 8 aree tematiche relative alle attività di programmazione, controllo, regolazione e protezione,
riaccensione e monitoraggio del sistema elettrico, nonché un’area dedicata alla gestione sicura e ottimale delle
fonti rinnovabili.
Nell’ambito delle suddette aree di intervento, il Piano per la Sicurezza 2015 conferma le iniziative di breve-medio
termine già individuate nelle edizioni precedenti, che comprendono anche progetti innovativi (in particolare
Sistemi di Accumulo elettrochimico power intensive per la regolazione ultrarapida della frequenza e
apparecchiature di compensazione della potenza reattiva) finalizzati alla gestione in sicurezza del sistema, in
particolare nelle isole maggiori, negli scenari attesi di funzionamento caratterizzati dalla crescente produzione da
fonti rinnovabili non programmabili. In tale contesto, anche in considerazione della limitata crescita del carico e
della progressiva dismissione di impianti termici convenzionali obsoleti, con conseguente diminuzione della
capacità regolante del sistema, il Piano 2015 comprende studi per dotare le principali linee di interconnessione
sulla frontiera Nord Italia di idonei dispositivi di controllo dei flussi di potenza (PST, Phase Shifter Transformer).
Tali dispositivi sono, infatti, particolarmente utili per la regolazione e il bilanciamento del sistema in situazioni
critiche, in particolare in condizioni di basso carico ed eccesso di produzione di fonti rinnovabili non
programmabili.
Il presente Piano, inoltre, riporta nuove iniziative volte a garantire la sicurezza del sistema elettrico in caso di
eventi atmosferici estremi, quali ghiaccio e neve.
Nel 2014 gli investimenti realizzati relativi a progetti previsti nel Piano per la Sicurezza sono stati pari a circa 82
milioni di euro. La dodicesima edizione del Piano per la Sicurezza per gli anni 2015-2018 prevede investimenti
per circa 224 milioni di euro.
41
Information Security
Nel primo semestre 2015, sono stati conseguiti significativi risultati a seguito di progetti e innovazioni introdotti
dall’Information and Communication Technology (ICT), allo scopo di migliorare la sicurezza del Sistema Elettrico
Nazionale e l’efficienza dei processi aziendali.
Miglioramento della sicurezza del Sistema Elettrico Nazionale (SEN)
Nel primo semestre 2015, sul fronte dei Sistemi di Difesa, sono state avviate le attività su due fronti principali: in
primis la revisione del telescatto del polo limitato di produzione di Priolo, le cui logiche andranno evolute per
asservire i generatori eolici siciliani; in secondo luogo, l’estensione dei Sistemi di Difesa agli impianti di accumulo
non convenzionali (c.d. SANC), in modo da applicare anche a questi ultimi la possibilità di gestire il distacco e la
modulazione della produzione/dell’assorbimento.
Miglioramento dell’efficienza dei processi aziendali
Nel 2014, sono state introdotte significative modifiche ai sistemi per l’avvio del nuovo MSD (Mercato dei Servizi di
Dispacciamento), finalizzato a rendere più flessibile l’approvvigionamento delle risorse di dispacciamento da
parte di Terna. Da un lato si è puntato a un miglior dispacciamento delle risorse per tener conto dell’accresciuta
rilevanza delle fonti rinnovabili, dall’altro si è data la possibilità ai produttori di ottimizzare le risorse offerte sul
mercato, rendendole più coerenti con i vincoli tecnici e i costi di produzione dei propri impianti.
Sono state implementate le procedure previste dalla Deliberazione AEEGSI 231/2013/R/eel, per consentire a
tutte le unità in grado di fornire il servizio di accedere, su base volontaria, al meccanismo di remunerazione del
contributo di regolazione primaria di frequenza.
Significative evoluzioni hanno riguardato le procedure di settlement per il calcolo delle partite energia interessate
da modifiche normative: si pensi all’adeguamento della procedura di determinazione del costo variabile
riconosciuto per gli impianti essenziali, alla revisione delle macrozone di mercato di cui alla Deliberazione
525/2014/R/eel e all’adeguamento del mancato rispetto dell’ordine di accensione a seguito della Deliberazione
65/2014/R/eel.
Sono state, inoltre, realizzate le nuove procedure di assegnazione per le risorse interrompibili istantanee e di
emergenza per il triennio 2015-2017, a seguito di quanto previsto nelle Delibere 301/2014/R/eel e
566/2014/R/eel, nonché il contestuale adeguamento delle procedure di calcolo dei corrispettivi per il recepimento
di quanto indicato nella normativa.
Infine, è stata realizzata la piattaforma Transparency Report, il nuovo applicativo richiesto del Regolamento UE n.
543/2013 e obbligatoria per tutti i TSO; tale normativa impone di rendere disponibile al mercato un ampio insieme
di informazioni relative al carico totale, al consumo, alla trasmissione, alla generazione di energia elettrica e alla
gestione delle congestioni, visibile attraverso una piattaforma gestita dall’ENTSO-E.
42
La sicurezza delle informazioni e la cyber-security
L’introduzione delle nuove tecnologie a sostegno delle attività di business del Gruppo Terna procede a ritmi
serrati, imponendo all’azienda di misurarsi continuamente con i vari fattori di rischio che le accompagnano; rientra
in tale ambito il periodico aggiornamento del modello aziendale di “security governance”, ispirato alle best
practice internazionali, per affrontare il mutevole quadro di minacce che gravano sul parco dei c.d. asset
informativi, sia intangibili (cioè informazioni o dati aziendali e/o di operatori elettrici), che tangibili (come
infrastrutture e reti informatiche, sistemi informativi, sistemi di automazione e controllo, servizi IT, ecc.).
A riguardo, lo sviluppo del programma annuale di attività strutturate di Information Risk Management (“IRM”) è
attivo su tutti i progetti informatici e telematici del Gruppo ed è uno dei quattro ambiti su cui è improntato il
processo di Enterprise Risk Management (“ERM”). Risulta, inoltre, fondamentale l’attività di studio delle
dinamiche dei fattori di rischio (ivi compresa la non conformità alle normative in materia di trattamento di dati e di
lotta ai reati informatici, sempre in continuo mutamento) e con esse il tuning delle misure di mitigazione.
Nel primo semestre 2015, il citato programma ha mantenuto, per continuità con le scelte di fondo, la sua
caratteristica di approccio preventivo verso il cyber-risk, finalizzato all’adozione delle necessarie posture di
sicurezza e resilienza degli asset ICT (con priorità per quelli critici o addirittura vitali per il funzionamento in
condizioni ottimali di sicurezza dell’Infrastruttura Critica come, ad esempio, le reti e i Sistemi di Controllo della
rete elettrica e del Sistema Elettrico Nazionale), rafforzando però al contempo le misure tecniche e organizzative
di tipo reattivo, per la rilevazione e gestione tempestiva degli incidenti di sicurezza logica, puntando su un ruolo
più incisivo del SOC (Security Operations Center).
Nel semestre trascorso hanno avuto spazio anche le prime attività di sviluppo per l’integrazione del processo
“IRM” all’interno della nascente innovativa piattaforma Archer di GRC (Governance, Risk and Compliance), con la
prospettiva di dare entro l’anno, anche in ambito ICT, importanti risultati in termini di rappresentazione dello stato
“attuale” della cyber-security e di attuazione dei piani di mitigazione dei rischi.
Il programma IRM continua a mettere al centro anche la protezione dei molteplici database con informazioni
spesso “business sensitive”, sia di origine aziendale che appartenenti agli utenti dei servizi di trasmissione e
dispacciamento, dei produttori di energia elettrica e dei trader (ad esempio capacità di produzione e programmi di
immissione), nonché con dati raccolti per le statistiche di settore (nel quadro del Sistema Statistico Nazionale) o
messi a disposizione dall’autorità di settore per il monitoraggio del mercato elettrico.
Accanto alle iniziative interne, Terna ha proseguito la sua presenza proattiva nei tavoli tecnici tematici sia in
ambito Entsoe che con gli organismi istituzionali italiani (Ministero dello Sviluppo Economico-CERT-Nazionale,
CNAIPIC, DIS) che compongono la parte operativa del quadro strategico per la sicurezza cibernetica nazionale,
al fine di perfezionare relazioni e sinergie indispensabili per affrontare eventuali estese emergenze da cyberattack.
Infine, sul fronte della protezione dei dati personali, Terna ha garantito il necessario presidio degli adempimenti
previsti dal quadro legislativo sulla privacy, non registrando da parte di soggetti interessati episodi di reclamo per
violazioni sul trattamento o per indebito utilizzo di dati personali affidati a vario titolo alle società del Gruppo, né
attraverso la casella di posta attivata espressamente per tali notifiche ([email protected]), né attraverso altri canali
di segnalazione o di rilevamento.
43
Performance del Gruppo
Fatti di rilievo del primo semestre 2015
Di seguito vengono indicati i principali fatti di rilievo del primo semestre dell’esercizio 2015. Si precisa che nel
corso del periodo non sono state poste in essere operazioni significative non ricorrenti, atipiche o
inusuali, né con terzi né con parti correlate.
Societario
Sentenza 10/2015 della Corte Costituzionale: dichiarazione di illegittimità costituzionale
dell’addizionale IRES ex art. 81, commi 16, 17 e 18 del D. L. n. 112/2008
In data 11 febbraio 2015, è stata pubblicata la sentenza con la quale la Corte Costituzionale ha dichiarato
l’illegittimità costituzionale della c.d. Robin Hood Tax (art. 81, commi 16, 17 e 18 del D. L. n. 112/2008).
La Corte si è soffermata sull’illegittimità ai sensi degli artt. 53 e 3 della Costituzione, in quanto la maggiorazione
IRES <<colpisce l’intero reddito dell’impresa mancando del tutto la predisposizione di un meccanismo che
consenta di tassare separatamente e più severamente solo l’eventuale parte di reddito suppletivo connessa alla
posizione privilegiata dell’attività esercitata dal contribuente al permanere di una data congiuntura>>. Inoltre le
disposizioni permangono in maniera strutturale nell’ordinamento, senza essere contenute in un arco temporale
predeterminato e congiunturale.
Due diligence acquisizione rete AT dal Gruppo FS
Alla data di redazione della presente Relazione finanziaria semestrale sono in corso le valutazioni per la
potenziale acquisizione della rete in Alta Tensione di proprietà delle FS: circa 9.000 chilometri di linee e 400
porzioni ad Alta Tensione di stazioni elettriche.
È attualmente in corso la due diligence con la prosecuzione delle attività di verifica e analisi della
documentazione inerente il perimetro da acquisire. Sotto il profilo regolatorio, l'AEEGSI sta finalizzando le attività
propedeutiche per la determinazione della tariffa delle porzioni di rete ad Alta Tensione a oggi non incluse nella
Rete di Trasmissione Nazionale previste dalla Delibera AEEGSI 11/2015/R/EEL del 22 gennaio 2015.
La finalizzazione di questa operazione permetterebbe la razionalizzazione delle reti, il miglioramento della qualità
del servizio ed efficienze in linea con le best practice europee.
Costituzione società Monita Interconnector S.r.l.
Nell’ambito del processo di realizzazione delle Attività Non Regolate del Gruppo, con particolare riferimento alla
realizzazione e gestione delle infrastrutture di interconnessione con l’estero, in data 13 aprile 2015, la
capogruppo Terna e la controllata Terna Rete Italia S.p.A. hanno costituito la società denominata Monita
Interconnector S.r.l., con capitale sociale di 10.000 euro, sottoscritto per il 95% da Terna S.p.A. e per la restante
quota dalla predetta società controllata.
44
Attività Regolate
Al via il “market coupling” sulle frontiere italiane: go-live del progetto con Francia, Austria e
Slovenia
In data 24 febbraio 2015, è partito ufficialmente il progetto di “market coupling” sulle frontiere italiane, con
l’integrazione dei mercati elettrici di tre delle cinque frontiere italiane, ovvero Francia, Austria e Slovenia, tramite
la sincronizzazione delle rispettive Borse elettriche e il coordinamento dei rispettivi TSO.
I benefici del “market coupling” sono molteplici: secondo lo studio realizzato dalla società “Booz&Company” per la
Commissione europea, l’intero processo di integrazione dei mercati europei dell’energia porterà benefici fino a 70
miliardi di euro l’anno, di cui 40 miliardi nel settore dell’elettricità; di questi, una cifra compresa tra 2,5 e 4 miliardi
di euro deriverà dal “market coupling”.
Per maggiori dettagli in merito si rinvia paragrafo “L’attività di dispaccimanto dell’energia elettrica” nell’ambito
della sezione “Organizzazione, scenario di riferimento e business”.
Attività Non Regolate
Enel e Terna: siglato MoU per progetti di trasmissione elettrica nel mondo
In data 11 maggio 2015, l’Amministratore Delegato di Enel, Francesco Starace, e l’Amministratore Delegato di
Terna, Matteo Del Fante, hanno siglato un Memorandum of Understanding (“MoU”) di cooperazione per
individuare, valutare e sviluppare iniziative integrate e opportunità Greenfield (per la realizzazione di nuovi asset)
e/o Brownfield (per l’acquisizione di asset esistenti) legate alle reti di trasmissione nei paesi diversi dall’Italia,
dove sia Enel che Terna hanno un interesse strategico o commerciale.
Per maggiori dettagli in merito all’accordo siglato si rinvia al paragrafo “Le attività internazionali di Terna”
nell’ambito della sezione “Organizzazione, scenario di riferimento e business”.
Finanza
Lancio di un’emissione obbligazionaria a 7 anni per 1 miliardo di euro
In data 23 gennaio 2015, Terna S.p.A. ha lanciato con successo sul mercato un’emissione obbligazionaria in
euro, a tasso fisso, per un totale di 1 miliardo di euro, nell’ambito del proprio Programma Euro Medium Term
Notes (EMTN) da 6.000.000.000 di euro, cui è stato attribuito un rating “BBB” con outlook stabile da Standard
and Poor’s, “(P)Baa1” con outlook stabile da Moody’s e “BBB+” con outlook stabile da Fitch. L’emissione ha
generato una domanda per circa 3,5 miliardi di euro.
I titoli, aventi durata pari a 7 anni e scadenza in data 2 febbraio 2022, pagheranno una cedola pari allo 0,875% e
sono stati emessi a un prezzo pari al 99,42%, con uno spread di 52 punti base rispetto al midswap (i “Titoli”). I
Titoli sono quotati presso la Borsa del Lussemburgo.
L’operazione rientra nei programmi di ottimizzazione finanziaria di Terna, a copertura delle esigenze del Piano
Industriale del Gruppo.
45
Rating Terna
In data 30 marzo 2015, Fitch Ratings ha confermato sia il rating di lungo termine dell’emittente (IDR) sia il rating
del debito senior non garantito di Terna S.p.A. a “BBB+”. L’Outlook è Stabile. Contestualmente, l’Agenzia ha
confermato anche il rating di breve termine dell’emittente a “F2”.
Rinnovo programma EMTN
In data 9 aprile 2015, Terna S.p.A. ha incrementato il proprio programma di emissioni obbligazionarie
denominato “Euro Medium Term Note Programme” (EMTN), portandone l’ammontare da 6 a 8 miliardi di euro,
come deliberato dal Consiglio di Amministrazione del 4 marzo 2015. Deutsche Bank e Citigroup hanno svolto il
ruolo di Joint Arrangers del Programma.
Sostenibilità
Terna e Anie lanciano il progetto “Cantieri sicuri”
In data 26 gennaio 2015, Terna e Anie, la Federazione che riunisce le principali imprese del settore
elettrotecnico ed elettronico, hanno siglato un protocollo avente per oggetto la sicurezza dei lavori necessari a
garantire la massima efficienza dei circa 63.800 km della rete elettrica nazionale.
Il Protocollo – il primo di questo tipo siglato da Anie con un’azienda infrastrutturale – fa seguito a quello siglato
nel 2012 sulla sicurezza ambientale dei cantieri ed è espressione di una cooperazione sinergica che mira a
minimizzare i rischi attraverso l’adozione di specifiche procedure nelle attività nei cantieri.
Terna e Legambiente firmano intesa per una migliore integrazione delle infrastrutture elettriche
sul territorio
In data 24 aprile 2015, il Presidente di Terna, Catia Bastioli, e il Presidente di Legambiente, Vittorio Cogliati
Dezza, hanno firmato un Protocollo d’Intesa per promuovere tutte le iniziative necessarie a diffondere e
accrescere la cultura della sostenibilità in campo energetico.
Grazie a questo accordo viene posta un’attenzione ancora maggiore sull’integrazione territoriale e ambientale
nei piani di sviluppo della rete elettrica. Il nuovo accordo, che rinnova la collaborazione avviata tra le parti con il
Protocollo firmato nel 2011, e che sarà valido per tutto il 2016, nasce dalla necessità che lo sviluppo della
produzione da fonti rinnovabili sia sempre più integrato con il potenziamento del sistema elettrico, in un’ottica
di sostenibilità ambientale e di rispetto del territorio.
Con la firma di quest’intesa, Legambiente e Terna si impegnano, quindi, ad avviare in collaborazione una serie
di azioni a livello nazionale e regionale, per diffondere tra le imprese e i cittadini una corretta informazione sulle
esigenze di sviluppo delle fonti energetiche rinnovabili e della rete elettrica nazionale, condividendo l’esigenza
di un crescente utilizzo di energia prodotta da fonti in grado di ridurre le emissioni cosiddette climalteranti.
In questi anni, Terna ha impresso una forte accelerazione sul fronte dell’impegno economico per potenziare la
rete elettrica, anche per favorire l’integrazione delle energie pulite: i circa 9 miliardi di euro di investimenti dal
2005 a oggi hanno consentito a Terna di connettere alla rete già oltre 27,5 GW di nuova capacità elettrica da
fonte rinnovabile, di cui 18,8 GW di fotovoltaico e 8,7 GW di eolico, con evidenti benefici economici e
46
ambientali: attualmente, infatti, secondo i dati Terna, le rinnovabili soddisfano quasi il 40% del fabbisogno
elettrico italiano.
Terna e IBM insieme per soluzioni sostenibili
In data 25 giugno 2015 Terna Plus e IBM hanno siglato un importante accordo per l’ammodernamento della rete
elettrica dell’isola del Giglio con soluzioni ICT che integrano fonti verdi, stoccaggio energetico e mobilità urbana
nel rispetto del territorio. E’ questo l’oggetto dello specifico Protocollo d’Intesa siglato dalle due società con il
Comune dell’Isola del Giglio (GR), l’Ente Parco Nazionale dell’Arcipelago Toscano, l’Acquedotto del Fiora e la
SIE- società concessionaria della produzione e distribuzione dell’energia elettrica nell’isola. L’accordo riguarda
anche l’annesso territorio dell’isola di Giannutri.
Sull’Isola del Giglio, infatti, come in altre isole non connesse alla rete elettrica nazionale e gestite da imprese
elettriche minori, la produzione di energia elettrica è attualmente affidata a motori alimentati a gasolio - che
disperdono nell’ambiente circa i tre quarti dell’energia sotto forma di calore refluo - molto impattanti dal punto di
vista acustico e delle emissioni di fumi nocivi. Oltre ad essere particolarmente dannosa per l’ambiente, l’elettricità
così prodotta ha un costo mediamente sei volte superiore rispetto al prezzo continentale, che si traduce in un
maggior onere in bolletta di oltre 60 milioni di euro l’anno su base nazionale.
Con le soluzioni proposte da Terna Plus e IBM, la gestione intelligente e integrata della rete consentirà di
ottenere importanti benefici dal punto di vista ambientale con un “sistema ibrido” che, grazie all’introduzione di
impianti fotovoltaici e sistemi di accumulo, permetterà il dimezzamento del gasolio bruciato e l’abbattimento delle
emissioni di CO2 fino a 4.000 tonnellate annue. A questi vanno sommati i vari benefici indiretti, come ad esempio
quelli relativi alla riduzione delle emissioni legate al trasporto del combustibile dalla terraferma all’isola.
47
Performance del titolo Terna
Nel primo semestre del 2015, le principali Borse europee hanno registrato una performance positiva, con l’indice
FTSE MIB di Milano ad aver segnato il maggiore rialzo (FTSE MIB +18,14%). Seguono Parigi (CAC +12,83%),
Francoforte (DAX +8,86%) e Madrid (IBEX +4,77%).
In Europa, la difficile ripresa economica, gli elevati livelli di disoccupazione e lo scenario di deflazione hanno
spinto la Banca Centrale Europea ad avviare il Quantitative Easing, la misura espansiva di politica monetaria che
ha sostenuto al rialzo l’andamento dei listini. Tuttavia, la mancanza di un accordo sulla ristrutturazione del debito
in Grecia ha influito negativamente sui mercati, riducendone i guadagni registrati nei primi mesi dell’anno.
Sul fronte dei titoli di Stato, l’avvio del Quantitative Easing da parte della BCE ha inizialmente consentito la
riduzione dei rendimenti, che sono poi risaliti con l’acuirsi della crisi in Grecia. In particolare, il rendimento del
BTP decennale italiano, dopo aver toccato il minimo storico a marzo (1,13%), è poi risalito fino a chiudere il
semestre al 2,33%.
Negli USA, nonostante siano proseguite le politiche di stimolo all’economia che hanno favorito la crescita e la
riduzione dei livelli di disoccupazione, l’indice Dow Jones ha perso nel semestre l’1,14%, dopo aver chiuso il 2014
sui massimi storici.
Terna, che nel mese di maggio ha toccato il massimo storico di 4,40 €/azione, ha registrato nel semestre un
rialzo del 5,43%, riportando così la migliore performance tra i titoli regolati in Europa. Il ritorno complessivo per
l’azionista (Total Shareholder’s Return o TSR) è stato pari all’8,75%. Inoltre, si segnala che dalla quotazione (23
giugno 2004), il titolo Terna si è apprezzato del 133,18%, con un TSR del 354,29%, molto meglio del mercato
(TSR FTSE MIB +21,99%) e del settore (TSR DJ Stoxx Utilities +136,64%).
La BCE ha comunicato al mercato che Terna entra a far parte della lista degli emittenti i cui titoli obbligazionari
saranno oggetto degli acquisti BCE nell’ambito del programma Quantitative Easing.
Si riporta di seguito il grafico della performance del titolo Terna negli ultimi 12 mesi con evidenziato il massimo
storico sopra citato:
48
Andamento del titolo Terna e degli indici FTSE MIB e DJ STOXX 600 Utilities
4,90
Volumi (mn)
Prezzo (€/azione)
35,0
4,80
4,70
4,60
30,0
4,50
4,40
4,30
25,0
4,20
4,10
4,00
20,0
3,90
3,80
3,70
15,0
3,60
3,50
3,40
10,0
3,30
3,20
3,10
3,00
dic-14
gen-15
feb-15
Volumi
Fonte: Bloomberg. Dati al 30 giugno 2015
mar-15
Terna
FTSE MIB
apr-15
DJ Stoxx Utilities
mag-15
5,0
giu-15
Terna e i mercati finanziari
30.06.2015
Indicatori finanziari
Peso azioni Terna(1)
> su indice FTSE MIB
1,86%
> su indice FTSE Italia All Share
1,62%
Rating
Standard & Poor’s
Moody’s
Fitch
Outlook
Stabile
M/L Termine
BBB
Breve Termine
A-2
Outlook
Stabile
M/L Termine
Baa1
Breve Termine
Prime-2
Outlook
Stabile
M/L Termine
(2)
Breve Termine
(1) Fonte: Borsa Italiana. Dati al 30 giugno 2015
(2) Issuer Default Rating
BBB+
F2
Performance economico-finanziarie
Gestione economica e finanziaria del Gruppo Terna
Al fine di illustrare i risultati economici del Gruppo Terna e di analizzarne la struttura patrimoniale e
finanziaria, sono stati predisposti schemi riclassificati distinti, diversi da quelli previsti dai principi contabili
IFRS-EU adottati dal Gruppo e contenuti nel Bilancio consolidato semestrale abbreviato.
Tali schemi riclassificati contengono indicatori di performance alternativi rispetto a quelli risultanti
direttamente dagli schemi del Bilancio consolidato semestrale abbreviato, che il management ritiene utili ai
fini del monitoraggio dell’andamento del Gruppo e rappresentativi dei risultati economici e finanziari prodotti
dal business.
In linea con la Raccomandazione CESR/05-178b, sono illustrati i criteri utilizzati per la costruzione di tali
indicatori attraverso apposite note di riconciliazione con gli schemi contenuti nel Bilancio consolidato
semestrale abbreviato poste in calce ai medesimi schemi riclassificati.
Area di consolidamento
Rispetto alla situazione al 31 dicembre 2014, l’area di consolidamento del Gruppo Terna include anche le
società Piemonte Savoia S.r.l., Monita Interconnector S.r.l. e Terna Chile S.p.A., costituite nel corso del
primo semestre 2015 e operanti nel settore delle Attività Non Regolate, come descritto nell’ambito del
paragrafo “La struttura societaria” della sezione “Organizzazione, scenario di riferimento e business”.
Base di presentazione
I criteri di rilevazione e di misurazione applicati nella presente Relazione finanziaria semestrale sono
conformi a quelli adottati nel Bilancio consolidato al 31 dicembre 2014. Si precisa che il conto economico
comparativo al 30 giugno 2014 comprende il Gruppo Tamini a partire dal 20 maggio, data di acquisizione.
Inoltre, al fine di una migliore esposizione comparativa, alcuni saldi economici sono stati riclassificati, senza
peraltro modificare materialmente i valori del risultato del primo semestre 2014.
51
Conto economico riclassificato16
Il conto economico gestionale del Gruppo Terna per il primo semestre e il secondo trimestre degli anni 2015
e 2014 è sintetizzato nel seguente prospetto, ottenuto riclassificando i dati esposti nel conto economico
consolidato.
II trim
2015
2014
1 gennaio - 30 giugno
∆
%
2015
milioni di euro
2014
∆
%
Ricavi:
396,0
399,4
(3,4)
30,2
26,6
3,6
(0,9%) - Corrispettivo trasmissione (1)
839,3
816,6
22,7
2,8%
13,5% - Corrispettivo dispacciamento (1)
62,0
57,5
4,5
7,8%
57,8
37,7
20,1
6,1
3,5
2,6
53,3% - Altri ricavi di gestione (2)
0,0%
di cui altri ricavi delle Attività Regolate
93,0
63,4
29,6
46,7%
9,8
12,6
(2,8)
(22,2%)
51,7
34,2
17,5
51,2%
di cui ricavi delle Attività Non Regolate
83,2
50,8
32,4
63,8%
4,7
8,2
(3,5)
7,7
12,4
(4,7)
(37,9%)
488,7
471,9
16,8
1.002,0
949,9
52,1
5,5%
111,8
103,8
8,0
7,7%
65,8
58,2
7,6
13,1%
32,2
14,6
17,6
120,5%
17,9
8,4
9,5
113,1%
7,7
12,4
(4,7)
(37,9%)
(42,7%) - Ricavi da costruzione attività in concessione* (1)
3,6%
Totale ricavi
Costi operativi:
55,5
52,5
3,0
5,7% - Costo del lavoro (3)
34,9
32,8
2,1
6,4% - Servizi e godimento beni di terzi (3)
19,7
12,4
7,3
58,9% - Materiali (3)
8,9
3,7
5,2
4,7
8,2
(3,5)
123,7
109,6
14,1
235,4
197,4
38,0
19,3%
365,0
362,3
2,7
0,7% MARGINE OPERATIVO LORDO
766,6
752,5
14,1
1,9%
122,7
122,2
0,5
0,4% Ammortamenti e svalutazioni
243,0
235,1
7,9
3,4%
242,3
240,1
0,9% RISULTATO OPERATIVO
523,6
517,4
6,2
1,2%
(32,7)
(32,9)
0,2
(63,7)
(64,3)
0,6
(0,9%)
209,6
207,2
2,4
459,9
453,1
6,8
1,5%
64,9
78,4
(13,5)
150,0
179,1
(29,1)
(16,2%)
144,7
128,8
15,9
309,9
274,0
35,9
13,1%
309,9
274,0
35,9
13,1%
2,2
140,5% - Altri costi
(42,7%) - Costi di costruzione attività in concessione* (4)
12,9%
(0,6%)
Totale costi operativi
- Proventi (Oneri) finanziari netti (5)
1,2% RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE
(17,2%)
- Imposte sul risultato del periodo
12,3% UTILE NETTO DEL PERIODO
15,9
144,7
128,8
12,3% -Quota di pertinenza del Gruppo
*Rilevati in applicazione dell’interpretazione “IFRIC 12 – Accordi per servizi in concessione”
Nel primo semestre del 2015, il Gruppo Terna ha conseguito ricavi per 1.002,0 milioni di euro, riferiti alla
Capogruppo per 849,1 milioni di euro, a Terna Rete Italia S.r.l. per 94,2 milioni di euro e al Gruppo Tamini
per 51,9 milioni di euro, con un incremento di 52,1 milioni di euro rispetto al medesimo periodo dell’esercizio
precedente (+5,5%). Tale variazione è imputabile alle Attività Regolate, per +24,4 milioni di euro, e alle
Nel prospetto contabile di Conto economico consolidato:
(1) il saldo è incluso nella voce “Ricavi delle vendite e prestazioni”;
(2) il saldo corrisponde alla voce “Altri ricavi e proventi” , alla voce “Ricavi delle vendite e prestazioni” per 60,2 milioni di euro;
(3) corrispondono alle voci “Costo del personale”, “Servizi” e “Materie prime e materiali di consumo utilizzati”, al netto dei costi di
costruzione delle attività in concessione ex IFRIC 12 (7,7 milioni di euro, di cui 2,5 milioni di euro per “Costo del lavoro”, 4,7 milioni
di euro per “Servizi e godimento beni di terzi” ed 0,5 milioni di euro per “Materiali”).
(4) il saldo è incluso nelle voci “Costo del personale”, “Servizi” e “Materie prime e materiali di consumo utilizzati”, come dettagliato
nella precedente nota (3);
(5) corrisponde al saldo delle voci esplicitate ai punti 1, 2 e 3 della lettera C-“Proventi/oneri finanziari”.
52
Attività Non Regolate, per 32,4 milioni di euro; i ricavi da investimenti in attività in concessione si riducono di
4,7 milioni di euro.
Nell’ambito delle Attività Regolate, l’incremento di 24,4 milioni di euro deriva principalmente dalla variazione
positiva dei corrispettivi per l’attività di trasmissione (+22,7 milioni di euro) e per l’attività di
dispacciamento (+4,5 milioni di euro) che riflettono l’aggiornamento tariffario per l’anno 2015, ridotto della
mancata integrazione dei ricavi per l’impatto sul meccanismo di neutralizzazione dell’effetto volume (ex
Deliberazione AEEGSI 188/08) dell’adeguamento del valore dell’energia di riferimento stabilito dall’Autorità
per l’anno 2015. La variazione degli Altri ricavi di gestione delle Attività Regolate (-2,8 milioni di euro) riflette
principalmente l’integrazione del premio per la qualità del servizio ENSR per l’esercizio 2012, rilevato nel
primo semestre 2014 (-5,7 milioni di euro, in base a quanto definito dalla Deliberazione AEEGSI
118/2014/R/eel), al netto dei maggiori ricavi per rimborsi assicurativi per danni occorsi a impianti negli
esercizi precedenti (+2,7 milioni di euro).
Per quanto concerne le Attività Non Regolate – i cui risultati sono rappresentati nell’ambito degli “Altri ricavi
di gestione” – si registra un incremento di 32,4 milioni di euro, dovuto sostanzialmente all’inserimento nel
perimetro di consolidamento del Gruppo Tamini (+36 milioni di euro, peraltro inclusivi di un indennizzo
assicurativo a copertura del costo di ricostruzione di un trasformatore che aveva subito un sinistro nel 2014);
rilevano, inoltre, la riduzione degli altri servizi specialistici verso terzi, in particolare delle attività relative a
commesse per varianti sulla RTN (-5,1 milioni di euro; il primo semestre 2014 risentiva delle maggiori attività
legate all’Expo), in parte compensate dai servizi di ingegneria (+2 milioni di euro).
Nel secondo trimestre 2015, i ricavi del Gruppo registrano un incremento di circa 16,8 milioni di euro rispetto
al corrispondente periodo del 2014, essenzialmente per l’effetto combinato dei fattori sopradescritti.
Nei primi sei mesi del 2015, i costi operativi, pari a 235,4 milioni di euro, sono in crescita di 38,0 milioni di
euro rispetto al primo semestre 2014, sostanzialmente per effetto dei costi operativi consuntivati nel periodo
dal Gruppo Tamini, rispetto a quanto rilevato nel 2014 a partire dalla data di acquisizione (+35,3 milioni di
euro).
Il dettaglio dei costi operativi del Gruppo nel semestre è rappresentato nel prospetto seguente:
∆ I sem
∆ I sem
(senza Tamini)
Tamini
8,0
0,7
7,3
58,2
7,6
(2,1)
9,7
14,6
17,6
0,1
17,5
17,9
8,4
9,5
8,7
0,8
7,7
12,4
(4,7)
(4,7)
-
235,4
197,4
38,0
2,7
35,3
I sem 2015
I sem 2014
∆ Totale
111,8
103,8
Servizi e godimento beni
65,8
Materiali
32,2
Altri costi
milioni di euro
Costo del lavoro
Costi di costruzione attività in concessione
Totale costi
I costi operativi, al netto dei saldi del Gruppo Tamini, registrano un aumento pari a 2,7 milioni di euro,
commentato di seguito negli scostamenti principali:
-
“Costo del lavoro”: +0,7 milioni di euro, essenzialmente per le minori capitalizzazioni imputabili alle
maggiori attività esecutive legate alle diverse fasi di avanzamento dei principali progetti nei due semestri
a confronto;
53
- “Servizi e godimento beni”: -2,1 milioni di euro, sostanzialmente relativo alla riduzione dei costi per appalti
e servizi vari legati alla manutenzione degli impianti;
- “Altri costi”: +8,7 milioni di euro, riconducibile principalmente ai maggiori oneri relativi alla qualità del
servizio di trasmissione a seguito degli eventi di disalimentazione occorsi nel periodo17 (+5,2 milioni di
euro) e all’accantonamento per IMU 2015 (+3 milioni di euro).
La variazione complessiva dei costi operativi tiene, altresì, conto dei minori costi legati alle attività di
investimento nelle infrastrutture in concessione (-4,7 milioni di euro).
Gli effetti economici dei meccanismi di premi/penalità sulla qualità del servizio per il primo semestre 2015
raffrontato con il corrispondente periodo del 2014 sono riepilogati nella tabella di seguito riportata:
Qualità del servizio elettrico
1H2015
1H2014
∆
-
5,7
(5,7)
-
5,7
(5,7)
Meccanismi di mitigazione e compartecipazione
2,7
0,7
2,0
Contributi al fondo eventi eccezionali
0,6
0,1
0,5
(2,7)
2,7
Ricavi
Integrazione premio ENSR anno 2012
Costi
Sopravvenienze attive
Impatto netto qualità del servizio
3,3
(1,9)
5,2
(3,3)
7,6
(10,9)
L’EBITDA (Margine Operativo Lordo) del periodo si attesta a 766,6 milioni di euro, con un incremento di
14,1 milioni di euro rispetto ai 752,5 milioni di euro dei primi sei mesi del 2014 (+1,9%), principalmente per
maggiore Ebitda delle Attività Regolate (+18,0 milioni di euro), con una marginalità sui ricavi (EBITDA
margin) che passa dal 79,2% dei primi sei mesi del 2014 al 76,5% del corrispondente periodo del 2015,
sostanzialmente per l’effetto diluitivo dell’apporto del Gruppo Tamini.
La voce ammortamenti e svalutazioni del periodo, pari a 243,0 milioni di euro (di cui 217,0 milioni di euro
della Capogruppo e 24,0 milioni della controllata Terna Rete Italia S.r.l.), cresce di 7,9 milioni di euro rispetto
allo stesso periodo dell’esercizio 2014, essenzialmente per l’entrata in esercizio di nuovi impianti.
Gli ammortamenti e le svalutazioni, nel raffronto tra i primi due trimestri del 2015, sono sostanzialmente in
linea (+0,5 milioni di euro).
L’EBIT (Risultato Operativo), dopo aver scontato gli ammortamenti e svalutazioni, si attesta a 523,6 milioni
di euro, rispetto ai 517,4 milioni di euro dei primi sei mesi del 2014 (+1,2%).
Gli oneri finanziari netti del periodo, pari a 63,7 milioni di euro, principalmente riferibili alla Capogruppo
(63,2 milioni di euro) sono sostanzialmente in linea con il dato dell’analogo periodo 2014 (-0,6 milioni di
euro).
17
Nel paragrafo “Fatti di rilievo del primo semestre 2015” sono commentati i principali eventi di disalimentazione occorsi nel semestre e
l’andamento dell’indice di Energia Non Servita di Riferimento (ENSR) attribuito alla rete di proprietà di Terna S.p.A. e della controllata
Terna Rete Italia S.r.l..
54
A seguito dell’impatto degli oneri finanziari netti, il risultato ante imposte si attesta a 459,9 milioni di euro,
in crescita di 6,8 milioni di euro rispetto al corrispondente periodo dell’esercizio precedente (+1,5%).
Le imposte sul reddito a carico del periodo sono pari a 150,0 milioni di euro e si riducono di 29,1 milioni di
euro (-16,2%) rispetto al medesimo periodo dell’esercizio precedente, a seguito essenzialmente del
beneficio fiscale sulle imposte correnti derivante da:
•
riduzione dell’aliquota IRES al 27,5% dal 2015 a seguito della dichiarazione di illegittimità costituzionale
della maggiorazione introdotta dal D. L. n. 112/2008 (c.d. Robin Hood Tax)18;
•
deducibilità del costo del personale a tempo indeterminato ai fini IRAP introdotta dalla Legge di Stabilità
2015 a partire dall’anno in corso.
Il tax rate del periodo si riduce passando dal 40,0% dei primi sei mesi del 2014 al 33,0% del corrispondente
periodo del 2015.
L’utile netto del periodo si attesta pertanto a 309,9 milioni di euro, in crescita di 35,9 milioni di euro
(+13,1%) rispetto ai 274,0 milioni del primo semestre 2014.
18
Il giorno 11 febbraio 2015, la Corte Costituzionale ha pubblicato la sentenza 10/2015, con la quale ha dichiarato l’illegittimità
costituzionale della c.d. Robin Hood Tax. Poiché, a giudizio della Corte, “l’applicazione retroattiva della presente declaratoria di
illegittimità determinerebbe una grave violazione dell’equilibrio di bilancio” di Stato sancito dall’art. 81 della Costituzione, “l’illegittimità
costituzionale ha effetti a decorrere dal giorno successivo alla pubblicazione della presente sentenza”.
55
Risultati per settore di attività
Risultati economici
La ripartizione dei risultati del Gruppo Terna per settore di attività, riferiti al primo semestre degli esercizi
2015 e 2014, è dettagliata nel seguente prospetto19:
I sem 2015
I sem 2014
∆
∆%
Totale ricavi Attività Regolate
911,1
886,7
24,4
2,8%
Corrispettivo trasmissione
839,3
816,6
22,7
62
57,5
4,5
0
5,7
(5,7)
milioni di euro
Ricavi dispacciamento
Qualità del servizio
Altri ricavi core
9,8
6,9
2,9
83,2
50,8
32,4
Ricavi gruppo Tamini
51,9
15,9
36,0
Altri ricavi non regolati
31,3
34,9
(3,6)
Totale ricavi Attività Non Regolate
Ricavi da costruzione attività in concessione
63,8%
7,7
12,4
(4,7)
1.002,0
949,9
52,1
5,5%
168,6
162,2
6,4
3,9%
Personale
96,9
96,8
0,1
Risorse esterne
55,7
58,8
(3,1)
3,3
(1,9)
5,2
12,7
8,5
4,2
59,1
22,8
36,3
49,6
14,3
35,3
9,5
8,5
1,0
7,7
12,4
(4,7)
Totale costi operativi
235,4
197,4
38
19,3%
EBITDA
766,6
752,5
14,1
1,9%
EBITDA Attività Regolate
742,5
724,5
18,0
2,5%
24,1
28,0
(3,9)
(13,9%)
Totale ricavi
Totale costi di Attività Regolate
Qualità del servizio
Altri oneri
Totale costi di Attività Non Regolate
Costi gruppo Tamini
Altri costi non regolati
Costi da costruzione attività in concessione
EBITDA Attività Non Regolate
159,2%
*Si precisa che convenzionalmente i costi indiretti sono indirettamente attribuiti all’EBITDA delle Attività Regolate.
19
I settori di attività del Gruppo Terna sono coerenti con il sistema di controllo di gestione interno adottato dalla Capogruppo, in linea
con il Piano Strategico 2015-2019.
56
Attività Regolate
L’EBITDA delle Attività Regolate si attesta a 742,5 milioni di euro, superiore di 18 milioni di euro rispetto al
dato del primo semestre dell’esercizio precedente. Tale incremento è riconducibile ai maggiori ricavi (+24,4
milioni di euro) legati sostanzialmente all’aumento dei corrispettivi CTR e DIS – che tiene conto
dell’aggiornamento tariffario per il 2015 al netto dell’impatto del meccanismo di neutralizzazione dell’effetto
volume descritto in precedenza – parzialmente compensato dai minori risultati della qualità del servizio (10,9
milioni di euro, come già dettagliato), nonché dai maggiori rimborsi assicurativi per danni a impianti primari
(2,7 milioni di euro).
Attività Non Regolate
L’EBITDA delle Attività Non Regolate si attesta a 24,1 milioni di euro, in riduzione di 3,9 milioni di euro
principalmente per la riduzione delle attività relative a commesse per varianti sulla RTN (-5,1 milioni di euro,
prevalentemente riferiti alle commesse per l’Expo 2015 del primo semestre 2014), in parte compensate dai
maggiori servizi di ingegneria (+2 milioni di euro).
Investimenti
Nel primo semestre del 2015, il Gruppo Terna ha effettuato investimenti per 438,9 milioni di euro, dei quali
411,6 milioni (circa il 94%) sono investimenti da Attività Regolate ovvero remunerati dall’AEEGSI; in
particolare, con riferimento agli investimenti remunerati, si precisa che:
•
il 46% riceve una extra-remunerazione del 2% (categorie di investimento I3 e I4);
•
il 35% beneficia di una extra-remunerazione dell’1,5% (categoria di investimento I2);
•
il 19% riceve la remunerazione base (categoria di investimento I1).
Investimenti
I sem 2015
I sem 2014
∆
∆%
Incentivazione +2% (Categoria I3/I4)
189,0
148,3
40,7
27,4%
Incentivazione +1,5% (Categoria I2)
143,0
123,8
19,2
15,5%
Investimenti incentivati
332,0
272,1
59,9
22,0%
79,6
93,4
(13,8)
(14,8%)
411,6
365,5
46,1
12,6%
27,3
20,5
6,8
33,2%
438,9
386,0
52,9
13,7%
Remunerazione base (Categoria I1)
Investimenti Attività Regolate
Altro
Totale investimenti
*Includono gli investimenti in Attività Non Regolate e gli oneri finanziari capitalizzati.
Gli investimenti nelle Attività Non Regolate, inclusi nell’ambito della voce “Altro” nella tabella sopra riportata,
riguardano principalmente varianti per terzi.
57
Situazione patrimoniale-finanziaria riclassificata 20
La Situazione patrimoniale-finanziaria gestionale del Gruppo Terna al 30 giugno 2015 e al 31 dicembre 2014
è sintetizzata nel seguente prospetto, ottenuto riclassificando i dati esposti nel prospetto della Situazione
patrimoniale-finanziaria consolidata.
al 30.06.2015
milioni di euro
al 31.12.2014
∆
Immobilizzazioni nette
- Attività immateriali e avviamento
436,4
452,5
(16,1)
10.982,9
10.778,6
204,3
89,5
89,3
0,2
11.508,8
11.320,4
188,4
555,7
670,8
(115,1)
- Rimanenze
26,3
21,6
4,7
- Altre attività (3)
34,9
24,4
10,5
- Debiti commerciali (4)
568,7
742,9
(174,2)
- Debiti netti partite energia passanti (5)
722,5
453,9
268,6
39,7
(6,2)
45,9
341,9
347,0
(5,1)
Totale
(1.055,9)
(820,8)
(235,1)
Capitale investito lordo
10.452,9
10.499,6
(46,7)
412,8
440,9
(28,1)
10.040,1
10.058,7
(18,6)
Patrimonio netto di Gruppo
3.164,1
3.092,9
71,2
Indebitamento finanziario netto (9)
6.876,0
6.965,8
(89,8)
10.040,1
10.058,7
(18,6)
- Immobili, impianti e macchinari
- Attività finanziarie (1)
Totale
Capitale circolante netto
- Crediti commerciali (2)
- Debiti tributari netti (6)
- Altre passività (7)
Fondi diversi (8)
CAPITALE INVESTITO NETTO
TOTALE
Nel prospetto contabile della Situazione patrimoniale-finanziaria consolidata corrispondono:
(1)
alle voci “Partecipazioni valutate con il metodo del Patrimonio Netto”, “Altre attività non correnti” e “Attività finanziarie non correnti”
per il valore delle altre partecipazioni (0,3 milioni di euro);
(2)
alla voce “Crediti commerciali” al netto del valore dei crediti per ricavi energia di natura passante (846,1 milioni di euro);
(3)
alla voce “Altre attività correnti” al netto degli altri crediti tributari (16,9 milioni di euro);
(4)
alla voce “Debiti commerciali” al netto del valore dei debiti per costi energia di natura passante (1.568,6 milioni di euro);
(5)
alle voci “Crediti commerciali” per il valore dei crediti per ricavi energia di natura passante (846,1 milioni di euro) e “Debiti
commerciali” per il valore dei debiti per costi energia di natura passante (1.568,6 milioni di euro);
(6)
alle voci “Crediti per imposte sul reddito”, “Altre attività correnti” per il valore degli altri crediti tributari (16,9 milioni di euro), “Altre
passività correnti” per l’importo degli altri debiti tributari (52,3 milioni di euro) e “Debiti per imposte sul reddito”;
(7)
alle voci “Altre passività non correnti” e “Altre passività correnti” al netto degli altri debiti tributari (52,3 milioni di euro);
(8)
alle voci “Benefici per i dipendenti”, “Fondi rischi ed oneri futuri” e “Passività per imposte differite”;
(9)
alle voci “Finanziamenti a lungo termine”, “Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine”, “Passività finanziarie non correnti”,
“Disponibilità liquide e mezzi equivalenti”, “Attività finanziarie non correnti” per il valore dei derivati di FVH (666,6 milioni di euro) e
per il valore dei risconti sulle commissioni Revolving Credit Facility (1,8 milioni di euro), “Attività finanziarie correnti” e “Passività
finanziarie correnti”
58
L’incremento delle immobilizzazioni nette pari a 188,4 milioni di euro, rispetto ai valori del 31 dicembre
2014, è attribuibile prevalentemente alla voce immobili, impianti e macchinari, essenzialmente per l’effetto
combinato di:
• investimenti per 427,1 milioni di euro;
• ammortamenti del periodo pari a 215,1 milioni di euro.
Le dismissioni e gli altri movimenti del periodo, quali la rilevazione dei contributi in conto impianti, attestano
la variazione della voce a +204,3 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2014.
Le attività immateriali e avviamento registrano una riduzione pari a 16,1 milioni di euro, attribuibile
principalmente alle ordinarie movimentazioni delle attività immateriali per investimenti pari a 11,8 milioni di
euro, al netto della quota di ammortamento di competenza pari a 27,9 milioni di euro.
Gli investimenti complessivi effettuati dal Gruppo nel primo semestre del 2015 sono pari a 438,9 milioni di
euro, in aumento di 52,9 milioni rispetto ai 386 milioni di euro del corrispondente periodo del 2014 (+13,7%).
Il capitale circolante netto si attesta a -1.055,9 milioni di euro e, nel corso del periodo, ha generato
liquidità per 235,1 milioni di euro, essenzialmente riconducibili all’effetto congiunto di:
Liquidità generata
• incremento dei debiti netti partite energia passanti relativi all’attività di dispacciamento dell’energia
elettrica svolta dalla Capogruppo, per 268,6 milioni di euro, attribuibile alla mancata liquidazione (in
attesa delle specifiche Deliberazioni dell’AEEGSI) delle partite afferenti la raccolta nel periodo dagli utenti
del dispacciamento dei corrispettivi di remunerazione delle UESS (Unità essenziali per la sicurezza del
sistema elettrico) e del capacity payment (disponibilità di capacità produttiva);
• decremento dei crediti commerciali per 115,1 milioni di euro, dovuto principalmente all’incasso da
CCSE (Cassa Conguaglio del Sistema Elettrico) del credito per l’integrazione dei ricavi 2013, ex Delibera
AEEGSI 653/2014 (91,2 milioni di euro) avvenuto nel mese di febbraio; rileva, altresì, la riduzione dei
crediti legati alle Attività Non Regolate per gli incassi del semestre legati alle maggiori attività
consuntivate a fine 2014;
• incremento dei debiti tributari netti (45,9 milioni di euro), imputabile principalmente alla rilevazione delle
imposte sul reddito di periodo, al netto degli acconti versati nel semestre e degli effetti della liquidazione
delle imposte dell’esercizio 2014 (35,1 milioni di euro), nonché al maggior debito netto per IVA (7,4 milioni
di euro);
Liquidità assorbita
• riduzione dei debiti commerciali per 174,2 milioni di euro, attribuibili, tra l’altro, ad acquisti e prestazioni
inerenti le maggiori attività di investimento poste in essere nell’ultimo periodo dell’esercizio precedente;
• incremento delle altre attività per 10,5 milioni di euro, essenzialmente per la rilevazione del credito
relativo al rimborso assicurativo ottenuto con la definizione del sinistro occorso a un trasformatore
nell’esercizio precedente.
59
Il capitale investito lordo, pertanto, rileva un saldo pari a 10.452,9 milioni di euro e registra un decremento
rispetto all’esercizio precedente pari a 46,7 milioni di euro.
I fondi diversi, pari a 412,8 milioni di euro, registrano un decremento di 28,1 milioni di euro, principalmente
attribuibile:
• al fondo oneri per l’incentivo all’esodo (-8,2 milioni di euro) connesso al programma di ricambio
generazionale attraverso incentivo all’esodo volontario avviato dalla Capogruppo nel corso dell’esercizio
precedente;
• ai fondi per benefici ai dipendenti, che registrano una riduzione complessiva di 15 milioni di euro (di cui
6,8 milioni di euro legati principalmente agli istituiti spettanti ai beneficiari del già citato programma di
esodo volontario e 8,2 milioni di euro riferibili alla rilevazione degli utili e perdite attuariali di competenza
dell’esercizio, per l’adeguamento del tasso di interesse di riferimento);
• all’utilizzo netto del fondo rischi legato alla qualità del servizio elettrico per gli oneri da versare alle
imprese distributrici per disalimentazioni degli impianti di trasformazione connessi alla RTN (3,9 milioni di
euro).
Il capitale investito netto si attesta a 10.040,1 milioni di euro, con un decremento di 18,6 milioni di euro
verso il 31 dicembre 2014 ed è coperto dal patrimonio netto per 3.164,1 milioni di euro (a fronte dei 3.092,9
milioni di euro al 31 dicembre 2014) e dall’indebitamento finanziario netto per 6.876 milioni di euro (-89,8
milioni di euro rispetto ai 6.965,8 milioni al 31 dicembre 2014).
Riconciliazione del patrimonio netto e del risultato di periodo consolidati rispetto ai saldi
della Capogruppo
La riconciliazione del patrimonio netto e del risultato del semestre consolidati rispetto ai saldi della
Capogruppo è illustrata di seguito:
euro milioni
Bilancio della Capogruppo
Risultato e patrimonio apportato dalle Società del Gruppo - Attività Regolate
Risultato e patrimonio apportato dalle altre società del Gruppo - Attività Non
Regolate
Valutazione società con il metodo del patrimonio netto
Bilancio consolidato del Gruppo Terna
60
Utile netto
1H 2015
263,9
Patrimonio
netto
al 30.06.2015
2.778,1
47,0
293,4
(1,2)
65,4
0,2
27,2
309,9
3.164,1
Flussi finanziari21
Indebitamento finanziario netto
L’indebitamento finanziario netto del Gruppo al 30 giugno 2015 (6.876 milioni di euro) è dettagliato nel
seguente prospetto.
euro milioni
30.06.2015
31.12.2014
∆
Indebitamento finanziario netto
A. Indebitamento medio e lungo termine
- Prestito obbligazionario (1)
6.864,3
5.983,6
880,7
- Finanziamenti a tasso variabile (1)
2.034,6
2.101,6
(67,0)
- Strumenti finanziari derivati (2)
(653,6)
(754,9)
101,3
Totale
8.245,3
7.330,3
915,0
124,0
764,1
(640,1)
-
5,6
(5,6)
B. Indebitamento (disponibilità) a breve:
- Finanziamenti a tasso variabile (quote correnti) (3)
- Strumenti finanziari derivati
- Altre passività finanziarie correnti nette (4)
41,2
83,1
(41,9)
- Disponibilità liquide e mezzi equivalenti
(1.534,5)
(1.217,3)
(317,2)
Totale
(1.369,3)
(364,5)
(1.004,8)
6.876,0
6.965,8
(89,8)
Totale indebitamento finanziario netto
La struttura dell’indebitamento finanziario netto, complessivamente in diminuzione di 89,8 milioni di euro nel
corso del primo semestre 2015, presenta le seguenti variazioni:
• incremento dei prestiti obbligazionari (880,7 milioni di euro), per l’effetto dell’emissione obbligazionaria
in data 19 febbraio 2015 per 1 miliardo di euro, nonché dell’adeguamento al fair value degli stessi
strumenti finanziari (-118,8 milioni di euro, comprensivo del costo ammortizzato) al netto dell’effetto
della riduzione del valore del bond inflation linked imputabile al valore negativo del tasso di inflazione
del periodo (-0,5 milioni di euro);
• decremento dei finanziamenti a tasso variabile (707,1 milioni di euro) per il rimborso in data 26 giugno
2015 del finanziamento a tasso variabile Club Deal ottenuto nell’ottobre del 2008 (650 milioni di euro)
e delle quote in scadenza degli altri finanziamenti in essere (57 milioni di euro);
• decremento del saldo netto attivo degli strumenti finanziari derivati (95,7 milioni di euro), imputabile
prevalentemente all’aumento della curva dei tassi di interesse di riferimento a medio-lungo termine
rispetto a dicembre 2014;
• incremento delle disponibilità liquide (317,2 milioni di euro).
Nel prospetto contabile della Situazione patrimoniale-finanziaria consolidata:
(1) il saldo corrisponde alla voce “Finanziamenti a lungo termine”;
(2) il saldo corrisponde alla voce “Passività finanziarie non correnti” ed alla voce “Attività finanziarie non correnti” per il valore dei
derivati di FVH (666,2 milioni di euro);
(3) il saldo corrisponde alla voce “Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine”;
(4) il saldo corrisponde alle voci “Attività finanziarie correnti”, “ Attività finanziarie non correnti” per il valore per il valore dei risconti
sulle commissioni Revolving Credit Facility (1,8 milioni di euro) e alla voce “Passività finanziarie correnti”.
61
Cash flow
Il cash flow consolidato al 30 giugno 2015 e al 30 giugno 2014 è riportato nel seguente prospetto.
Cash flow
I sem 2015
milioni di euro
Cash flow
I sem 2014
- Utile netto del periodo
309,9
274,0
- Ammortamenti e svalutazioni
243,0
235,1
- Oneri finanziari netti
- Variazioni nette dei fondi
- Perdite (Utili) su dismissioni cespiti nette
63,7
64,3
(28,1)
(2,7)
(1,1)
(0,5)
Autofinanziamento (Operating Cash Flow)
587,4
570,2
- Variazione del capitale circolante netto
235,1
(280,4)
- Altre variazioni
Variazione CCN e altro (Cash Flow from Operating Activities)
- Investimenti complessivi
Free Cash Flow (flusso di cassa disponibile)
- Dividendi agli azionisti della Capogruppo
- Oneri finanziari netti
Variazione indebitamento finanziario netto
31,2
(5,5)
853,7
284,3
(438,9)
(386,0)
414,8
(101,7)
(261,3)
(261,3)
(63,7)
89,8
(64,3)
(427,3)
La liquidità generata dalla gestione corrente nel primo semestre 2015 è attribuibile sostanzialmente
all’autofinanziamento (per 587,4 milioni di euro), alle risorse finanziarie generate dal capitale circolante netto
(235,1 milioni di euro) e dalle altre variazioni (31,2 milioni di euro).
Nell’ambito dell’autofinanziamento, rileva sostanzialmente l’effetto dell’utile del primo semestre 2015 pari a
309,9 milioni di euro al lordo degli ammortamenti e delle svalutazioni di competenza per 243 milioni di euro e
degli oneri finanziari netti del periodo (63,7 milioni di euro). La riduzione dei fondi per 28,1 milioni di euro
riflette sostanzialmente le movimentazioni dei fondi per rischi e benefici afferenti il personale, nonché la
qualità del servizio elettrico.
La generazione di liquidità del capitale circolante netto, pari a +235,1 milioni di euro, è in massima parte
riconducibile alla gestione delle partite di natura commerciale (incluse le partite energia di natura passante) e
all’incremento dei debiti tributari, principalmente per la rilevazione delle imposte di competenza del semestre
al netto degli acconti versati nel periodo.
Gli investimenti complessivi del Gruppo nel semestre, pari a 438,9 milioni di euro, sono riferibili agli
immobili, impianti e macchinari per 427,1 milioni di euro e alle attività immateriali per 11,8 milioni di euro.
Pertanto il flusso netto di cassa disponibile generato dalla gestione corrente risulta pari a 414,8 milioni di
euro, rispetto a un assorbimento di cassa per 101,7 milioni del corrispondente periodo dell’esercizio
precedente.
La gestione sopradescritta ha consentito una riduzione dell’indebitamento finanziario netto per 89,8 milioni di
euro, dopo aver coperto il fabbisogno derivante dalla remunerazione degli azionisti (erogazione del saldo
dividendo 2014 per 261,3 milioni di euro) e del capitale di terzi (oneri finanziari netti per 63,7 milioni di
euro).
62
In linea con la raccomandazione CESR/05-178b, i dati del cash flow sono ricondotti ai prospetti contabili
consolidati attraverso apposite note di riconciliazione illustrate nel seguente prospetto.
Cash flow
I sem 2015
milioni di euro
Riconciliaz.
prospetti
contabili
309,9
243,0
63,7
(28,1)
- Utile netto dell'esercizio
- Ammortamenti e svalutazioni
- Oneri finanziari netti
- Variazioni nette dei fondi
Benefici per i dipendenti
Fondi rischi e oneri futuri
Passività per imposte differite
- Perdite (Utili) su dismissioni cespiti nette
Autofinanziamento (Operating Cash Flow)
- Variazione del capitale circolante netto:
Rimanenze
Crediti commerciali
Crediti per imposte sul reddito
Altre attività correnti
Debiti commerciali
Debiti per imposte sul reddito
Altre passività
- Altre variazioni delle immobilizzazioni
Attività immateriali
Immobili, impianti e macchinari
Attività finanziarie non correnti
Altre attività non correnti
Partecipazioni valutate a patrimonio netto
- Altri movimenti patrimonio netto Gruppo
PN di Gruppo - Capitale sociale, Altre riserve e Utili e
perdite accumulate
Variazione CCN e altro (Cash Flow from Operating
Activities)
Investimenti
- Investimenti complessivi
Immobili, impianti e macchinari
Attività immateriali
Totale flusso monetario da (per) attività di investimento
Cash flow
I sem 2014
274,0
235,1
64,3
(2,7)
(15,0)
(11,8)
(1,3)
(1,1)
587,4
235,1
13,1
(2,8)
(13,0)
(0,5)
570,2
(280,4)
(4,7)
176,0
(9,8)
(5,8)
33,5
38,8
7,1
8,6
(10,0)
(161,4)
2,7
28,5
(158,6)
(6,1)
24,5
(12,0)
0,0
8,8
0,0
0,0
(0,2)
22,6
(0,3)
(8,3)
(1,1)
(2,3)
6,5
22,6
853,7
6,5
284,3
(438,9)
(386,0)
(427,1)
(11,8)
Free Cash Flow (flusso di cassa disponibile)
Mezzi propri
- Dividendi agli azionisti della Capogruppo
Mezzi di terzi
- Oneri finanziari netti
Variazione indebitamento finanziario netto
Riconciliaz.
prospetti
contabili
(364,6)
(21,4)
(438,9)
(386,0)
414,8
(101,7)
(261,3)
(261,3)
(63,7)
89,8
(64,3)
(427,3)
-
227,4
- Variazione dei finanziamenti
Attività finanziarie non correnti
Attività finanziarie correnti
Passività finanziarie non correnti
Finanziamenti a lungo termine
Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine
Passività finanziarie correnti
- Variazione disponibilità liquide e mezzi equivalenti
484,8
118,4
(5,9)
(16,9)
813,7
(640,1)
(41,8)
317,2
63
(162,9)
1,2
(19,8)
681,5
5,1
(20,3)
57,5
Performance operative
Qualità del servizio di trasmissione
La continuità è il più importante parametro di misurazione della performance del servizio elettrico. Tutti i
segmenti del sistema elettrico (generazione, trasmissione e distribuzione) concorrono al risultato finale:
assicurare alla collettività la disponibilità di energia elettrica con adeguati standard di qualità tecnica.
Terna monitora attraverso diversi indici la qualità del servizio fornito e identifica target annuali come propri
obiettivi di miglioramento. Gli indicatori di seguito evidenziati, ove non diversamente specificato, sono definiti
dall’AEEGSI (Delibera 250/04 e 197/11) e dal Codice di Rete di Terna.
Principali eventi di esercizio del sistema elettrico
Nel primo semestre 2015, l’esercizio del sistema è stato interessato da alcuni eventi meteorologici a elevato
impatto in termini di gestione del sistema elettrico e continuità del servizio. In particolare il 6 febbraio, in
occasione di forti nevicate, sono state registrate disalimentazioni di utenza diffusa in alcune provincie della
Lombardia e dell’Emilia Romagna. Nel mese di marzo, ancora forti precipitazioni nevose hanno interessato
la regione Abruzzo, in particolare nei giorni 5 e 6 marzo.
In occasione di entrambi gli eventi, sono stati registrati incidenti rilevanti. Di seguito l’avanzamento
dell’indicatore ENSR “Energia non Servita di Riferimento” basata su dati preliminari di esercizio, con
indicazione del target annuo22.
22
Definizione di Incidente rilevante ed ENSR di cui alla Delibera AEEGSI ARG/elt 197/11, che disciplina la qualità del servizio di
trasmissione.
64
Investimenti del primo semestre 2015
Gli investimenti complessivi realizzati dal Gruppo Terna nei primi sei mesi del 2015 sono pari a 438,9
milioni di euro, di cui 331,9 milioni incentivati dall’AEEGSI con una extra-remunerazione compresa tra
l’1,5% e il 2%.
Di seguito si fornisce la classificazione degli investimenti del Gruppo, in relazione alla categoria di
remunerazione23:
Investimenti Gruppo Terna
438,9 mln
Categoria I1 (remunerazione base)
188,9
143,0
Categoria I2 (+1,5%)
79,6
Categoria I3 e I4 (+2%)
27,4
Altro (Attività non regolamentate e
oneri finanziari capitalizzati)
Con riferimento ai principali progetti in corso nel periodo, si riporta un commento sintetico sullo stato di
avanzamento degli interventi più significativi:
• Interconnessione Italia-Montenegro:
- collegamento in cavo: completata la posa e la protezione della prima pezzatura marina del primo polo,
mentre è in fase avanzata la produzione della seconda pezzatura; avviata, inoltre, la produzione del
cavo del secondo polo;
- stazioni di conversione: sono in corso le attività di realizzazione delle fondazioni e degli edifici
prefabbricati presso la stazione di Cepagatti, mentre nella stazione di Kotor è proseguita la
sistemazione del sito.
• Elettrodotto 380 kV Sorgente-Rizziconi:
- elettrodotti/cavi:
• Calabria: proseguono i lavori di scavo della galleria di Favazzina;
• Sicilia: completata la realizzazione del tratto in cavo terrestre; proseguono le azioni legali per il
dissequestro del sostegno n. 40 nel Comune di Saponara (ME) dell’elettrodotto 380 kV
Villafranca-Sorgente, come commentato nell’ambito dei fatti di rilievo del primo semestre 2015, cui
si rinvia;.
-stazioni elettriche:
• Calabria: in corso le attività sulle sbarre 380 kV della SE di Rizziconi;
• Sicilia: a Villafranca completati e collaudati i blindati 380 e 150 kV e completato il montaggio dei
macchinari; nella Stazione elettrica di Sorgente in fase avanzata le attività sulle sbarre 380 kV.
23
Gli investimenti cui è associata la remunerazione incentivata al 2% riguardano gli interventi per ridurre le congestioni tra le zone di
mercato, per aumentare la capacità di interconnessione con l’estero e, solo in casi limitati preventivamente approvati dall’AEEGSI, per
risolvere le congestioni all’interno delle zone di mercato. Gli altri investimenti di sviluppo della RTN beneficiano di un incentivo pari
all’1,5%. La categoria incentivata I4 (+2%) è riferita agli investimenti per lo sviluppo dei Sistemi di Accumulo.
65
• Elettrodotto 380 kV Udine Ovest-Redipuglia:
-elettrodotti:
• proseguono le attività di approvvigionamento e la realizzazione delle fondazioni, il montaggio dei
sostegni e le attività di tesatura.
-stazione elettrica:
• nella stazione di Udine Ovest completati montaggi elettromeccanici, servizi ausiliari/generali e
Sistema di Protezione, Comando e Controllo.
• Elettrodotto 380 kV Foggia-Villanova:
-elettrodotti:
• proseguono le attività di approvvigionamento, la realizzazione delle fondazioni e avviato il
montaggio dei sostegni;
-stazioni elettriche:
• nella stazione di Villanova completati l'ampliamento della sezione 380 kV con l'entrata in servizio
di due ATR 380/120 kV e del secondo ATR 380/150 kV; proseguono le attività sulla sezione 120
kV;
• nella stazione di Gissi ultimate le opere civili per l'ampliamento di due stalli della sezione 380 kV.
• Interconnessione Italia-Francia:
Relativamente al collegamento in cavo, avviate le attività conseguenti la fornitura e posa in opera.
• Elettrodotto 380 kV Paternò-Pantano-Priolo:
-elettrodotti/cavi:
• prosegue lo scavo e la posa del cavo di collegamento 380 kV tra la SE di Melilli e la SE di Priolo.
-stazioni elettriche:
• completata e collaudata la realizzazione del blindato 380 kV presso la SE di Priolo.
• Sistemi di Accumulo:
-Progetti “Energy Intensive”
• proseguono le attività di realizzazione degli Impianti di Accumulo nel sito di Scampitella.
-Progetti “Power Intensive”
• in corso le attività di collaudo nel sito di Ciminna e le attività di realizzazione nel sito di
Codrongianos.
I principali interventi relativi alle Attività Non Regolate riguardano varianti per terzi e l’avvio delle attività
propedeutiche dell’interconnector sulla frontiera francese.
Gli investimenti in attività immateriali comprendono gli interventi finalizzati all’upgrade e allo sviluppo
software e, in via residuale, gli investimenti relativi alle infrastrutture del dispacciamento.
66
Performance di sostenibilità
Responsabilità sociale d’impresa
L’obiettivo fondamentale di Terna, in relazione al ruolo svolto nel sistema elettrico italiano, è di garantire al
Paese la continuità e la qualità del servizio elettrico al minor costo. Tale finalità, che implica valutazioni
di medio e lungo periodo, è perseguita con un approccio di sostenibilità che trova i suoi temi distintivi nel
rispetto dell’ambiente e del territorio e nell’attenzione alla sicurezza sul lavoro e alla formazione del
personale. Il percorso di sostenibilità di Terna è indirizzato dal suo Codice Etico e definito da obiettivi
concreti che sono prima misurati e poi rendicontati nel Rapporto di sostenibilità annuale. Terna ha voluto
rafforzare ulteriormente il suo impegno di azienda orientata alla sostenibilità e riaffermarlo pubblicamente
aderendo al Global Compact delle Nazioni Unite, che promuove 10 principi universali a sostegno dei diritti
umani, del lavoro, dell’ambiente e della lotta alla corruzione.
La Funzione “Responsabilità Sociale d’Impresa” contribuisce a definire, in collaborazione con tutte le
Direzioni aziendali e con riferimento alle best practice internazionali, gli obiettivi del Gruppo in ambito etico,
sociale e ambientale. La Funzione effettua, inoltre, un monitoraggio costante dei rischi connessi ad aspetti di
sostenibilità che comportano potenziali ricadute negative sulla reputazione e sul valore intangibile della
Società, attraverso l’analisi del rating delle principali agenzie (quali, ad esempio, RobecoSAM, Vigeo ed
Eiris), che periodicamente elaborano valutazioni di sostenibilità.
Nel primo semestre del 2015, Terna ha realizzato varie iniziative in diverse aree della sostenibilità, tra le
quali si segnalano:
• la conclusione della revisione della mappatura degli stakeholder, parte di un più generale progetto di
gestione strutturata della relazione con gli stakeholder;
• la pubblicazione on-line del Rapporto di sostenibilità 2014, decimo di Terna e redatto per la prima
volta secondo le linee guida G4 del GRI-Global Reporting Initiative, in anticipo di un anno rispetto alla
loro definitiva entrata in vigore;
• la pubblicazione del secondo Rapporto integrato, redatto in coerenza con i principi dell’International
Integrated Reporting Council;
• il rinnovo annuale delle tre certificazioni di Qualità ISO 9001, per la Gestione ambientale ISO 14001 e
per la Gestione della sicurezza del lavoro e tutela della salute BS OHSAS 18001, del Sistema di
Gestione Integrato di Terna;
• il rinnovo annuale della certificazione del “Sistema di Gestione della Sicurezza delle Informazioni”
adeguato alla nuova versione della norma internazionale ISO/IEC 27001:2013.
Indici di sostenibilità e riconoscimenti
Il continuo miglioramento delle performance ESG (Environmental, Social e Governance) nel tempo è valso a
Terna una costante crescita delle valutazioni nei rating di sostenibilità, l’inclusione nei principali
indici borsistici internazionali di sostenibilità e l’apprezzamento degli investitori socialmente
responsabili.
67
In linea con le conferme di permanenza ottenute nel 2014 nei principali indici borsistici internazionali di
sostenibilità, tra i quali i Dow Jones Sustainability Indexes (World e Europe) e gli indici STOXX® Global ESG
Leaders, anche nel corso del primo semestre 2015 Terna ha ottenuto importanti riconoscimenti, tra i quali si
segnalano:
• l’inserimento nella Gold Class del “SAM Sustainability Yearbook 2015”, redatta in base all’analisi
condotta da SAM (Sustainable Asset Management), l’agenzia di rating di sostenibilità che effettua gli
assessment per i Dow Jones Sustainability Indexes. L’appartenenza alla Gold Class è indicativa di un
punteggio di rating che si discosta meno dell’1% da quello della società leader di settore;
• la conferma nell’Ethibel Investment Register, ottenuta in base all’analisi dell’agenzia Vigeo e al parere
positivo del Forum Ethibel, un panel di personalità indipendenti, esperte nei diversi aspetti della
sostenibilità.
68
Prospettive future
Performance future nel breve e medio-lungo periodo
Come già evidenziato nella sezione “Organizzazione, scenario di riferimento e business”, il Piano Strategico
di Terna, con la sua prospettiva quinquennale, delinea obiettivi, priorità e investimenti che indicano al
Gruppo gli strumenti per continuare a creare valore.
Questa capacità passa attraverso l’identificazione di trend che nel medio e lungo termine potrebbero
costituire una sfida e delle loro soluzioni. È il caso, ad esempio, dell’evoluzione degli scenari energetici e
della conseguente necessità di adeguare la rete di trasmissione elettrica o, ancora, della crescente
integrazione della gestione delle reti a livello europeo.
Nel lungo periodo è prevedibile un incremento della rilevanza del business non regolamentato, anche nella
creazione di valore. L’attenzione agli stakeholder e l’orientamento a mantenere con loro un rapporto di
fiducia alimenta politiche di sostenibilità che contribuiscono ad assicurare solidità al modello di business nel
medio e lungo termine.
Lo sviluppo della rete
La rete di trasmissione deve gradualmente evolvere ed estendersi in accordo con gli sviluppi della
generazione e del consumo di energia elettrica. La domanda di energia elettrica, come l’offerta, cresce in
modo differenziato nelle diverse aree del paese: la combinazione di questi elementi modifica i flussi di
energia elettrica nel sistema, determinando congestioni nella rete esistente.
Per far fronte a queste esigenze, Terna predispone ogni anno programmi di investimento nello sviluppo
della rete, in modo da mantenerla al passo con l’evoluzione del parco produttivo e del consumo e per
incrementarne l’efficienza e la sicurezza. Gli interventi di sviluppo che Terna pianifica e realizza hanno
ripercussioni positive per la collettività: come già anticipato, infatti, il presupposto della loro realizzazione è
che il beneficio economico collettivo che tali interventi generano risulti superiore al loro costo.
Terna predispone ogni anno un Piano di Sviluppo della rete di trasmissione (PdS) contenente gli
interventi di sviluppo delle Rete di Trasmissione Nazionale previsti per i successivi 10 anni e lo stato di
avanzamento delle opere di sviluppo pianificate negli anni passati.
Oggetto del Piano di Sviluppo 2015 sono, pertanto, gli interventi di sviluppo della rete di trasmissione in
corso e/o il cui avvio ricade nella finestra temporale 2015-2024; il documento, inoltre, descrive il quadro di
riferimento, gli obiettivi e i criteri in cui si articola il processo di pianificazione della rete di trasmissione, le
nuove esigenze di sviluppo che si sono evidenziate nel corso del 2014, le priorità di intervento e i risultati
attesi derivanti dall’attuazione del Piano di Sviluppo stesso. È corredato da approfondimenti riguardanti le
analisi di sostenibilità economica dei principali interventi di sviluppo.
Ogni Piano di Sviluppo segue un iter articolato, in quanto valutato e approvato dal Ministero dello Sviluppo
Economico, in esito anche alla consultazione pubblica (ai sensi dell’art. 36.13 del D. Lgs. 93/11) da parte
dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas e il Sistema Idrico, e sottoposto anche alla valutazione del
Comitato di Consultazione degli utenti della rete.
69
Il Piano, inoltre, è sottoposto, ai sensi del D. Lgs. 152/06 e s.m.i., al processo di Valutazione Ambientale
Strategica (VAS)24 da parte del Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare, di concerto
con il Ministero dei Beni Culturali.
Smart Transmission Solutions
Una delle principali esigenze di Terna è rendere la rete di trasmissione flessibile nel tempo, cioè in grado di
evolvere rapidamente e in maniera efficace rispetto a scenari che mutano rapidamente e che sono
difficilmente prevedibili ex-ante.
Per tale motivo Terna pianifica nel Piano di Sviluppo interventi in grado di garantire, nelle diverse condizioni
di esercizio, appropriati margini di sicurezza, affidabilità ed efficienza del sistema elettrico, massimizzando
l’utilizzo tempestivo e flessibile delle infrastrutture esistenti e favorendo in tal modo l’integrazione della
crescente produzione da fonte rinnovabile anche non direttamente connessa alla RTN. Inoltre queste
soluzioni sono caratterizzate in generale da un ridotto impatto ambientale (in quanto permettono di
massimizzare l’utilizzo di asset esistenti) e da tempi e costi di implementazione tipicamente inferiori a quelli
necessari per la realizzazione di nuove infrastrutture di rete (linee e stazioni in Alta Tensione).
Tra tali interventi si segnalano:
•
l’installazione di apparecchiature elettriche (Phase Shifting Transformers - PST) per il controllo dei
flussi di potenza sulla rete ad Alta e Altissima Tensione;
•
l’installazione di compensatori sincroni per il miglioramento della stabilità e della sicurezza di
esercizio del sistema;
•
l’installazione di reattori e condensatori per la corretta gestione dei flussi di potenza reattiva sulla
rete e la conseguente riduzione degli oneri per il Mercato di Dispacciamento;
•
l’utilizzo di sistemi che consentono di monitorare in tempo reale la capacità di trasporto delle linee
esistenti anche in funzione delle condizioni ambientali effettive (Dynamic Rating). A riguardo, la
sperimentazione che sta per concludersi consentirà di definire tipologie e standard di applicazione
del metodo ai fini di una progressiva implementazione e diffusione, in particolare sulle sezioni
critiche “Nord-Centro Nord” e “Centro Sud-Sud” e sulle linee di raccolta del rinnovabile;
•
la sperimentazione di sistemi di accumulo diffuso per massimizzare lo sfruttamento delle risorse da
fonti rinnovabili e migliorare la regolazione del sistema ad Alta e Altissima Tensione;
•
le iniziative basate su logiche smart finalizzate a migliorare la previsione e il controllo della
generazione distribuita.
Sempre nell’ambito delle soluzioni innovative, sono previste le iniziative riportate di seguito:
•
partecipazione al progetto GREEN-ME (Grid integration of REnewable Energy sources in the North MEditerranean): progetto per il quale è stata presentata, nel mese di luglio 2014, richiesta di
finanziamento alla Commissione Europea nell’ambito del programma Connecting Europe Facility
(CEF) dai TSO e DSO (Distribution System Operator) di Italia e Francia e relativo allo sviluppo di
24
O eventualmente alle procedure di verifica di assoggettabilità a procedura VAS ai sensi del D. Lgs. n. 1 del 24 gennaio 2012.
70
sistemi funzionali all’integrazione della generazione distribuita in un’area che si estende tra il sud
della Francia e le regioni del nord Italia. Il progetto è stato inserito nella lista dei Progetti di Interesse
Comune (PCI), pubblicata dalla Commissione Europea a ottobre 2013 nell’ambito dei progetti Smart
Grids; inoltre, in corrispondenza dell’avvio del nuovo processo di selezione dei PCI - il cui
completamento è al momento previsto per il prossimo autunno 2015 - Terna ha confermato il
progetto Green - Me tra le proposte di sviluppo - formulate ai sensi del Regolamento (UE) n.
347/2013 - da eleggere come PCI e includere nella prossima Union List da parte della Commissione
Europea. A tal proposito, si segnala che Green-Me è stato inserito nella draft PCI list sottoposta a
rappresentanti degli Stati Membri preliminarmente al processo di approvazione di ACER; l’iniziativa è
condizionata all’eventuale finanziamento delle attività previsto dalla Commissione Europea;
•
miglioramento dell’identificazione e controllo della rete con sistemi digitali: sfruttando le potenzialità
delle apparecchiature digitali, si punta a fornire direttamente misure per l’analisi e il monitoraggio
della qualità del servizio;
•
monitoring reti: il crescente impatto delle fonti rinnovabili anche sulle reti di distribuzione comporta la
necessità di disporre di un insieme di dati e di modelli per una visione di maggior dettaglio del
carico/generazione sui sistemi di distribuzione che operano con la rete di trasmissione.
Principali attività di sviluppo della rete in corso
Ogni anno le attività di sviluppo della rete prevedono numerosi interventi in diversi stadi del ciclo di
realizzazione. Qui nel seguito si riportano le principali opere completate nel primo semestre 2015 e lo stato
di avanzamento di quelle in realizzazione e in autorizzazione del Piano di Sviluppo aggiornato al primo
semestre 2015.
Opere realizzate
Nel primo semestre 2015 si registra un incremento della capacità di trasformazione di circa 1.300 MVA di
potenza e l’entrata in servizio di circa 28 km di nuove linee ad Alta e Altissima Tensione.
Tra gli interventi portati a termine, da segnalare la realizzazione dei collegamenti in cavo 220 kV “Ospiate –
Musocco” e “Milano Ricevitrice Ovest – Milano Ricevitrice Sud” ed altresì 150 kV “Fratta – Gricignano” per il
miglioramento del servizio nell’area metropolitana di Milano e Napoli. Relativamente agli impianti funzionali
a realizzare la raccolta e l’utilizzo della produzione da fonte rinnovabile nel Sud sono state completate le
stazioni di Valle (FG) e di Petralia Sottana (PA). Si segnala inoltre l’installazione di reattori presso le stazioni
elettriche di Forlì e Bovisio (MB).
Avanzamento su cantieri aperti
Le principali realizzazioni del 2015, tuttora in corso, hanno il fine di ridurre le congestioni di rete, allacciare i
nuovi impianti elettrici (soprattutto da fonte rinnovabile) e rendere la Rete di Trasmissione Nazionale più
affidabile, con una sempre maggiore attenzione per l’ambiente e la sicurezza. Vanno in questa direzione, ad
esempio, l’elettrodotto a 380 kV “Gissi – Villanova” (primo tratto necessario per il raddoppio della dorsale
adriatica a 380 kV) e l’elettrodotto 380 kV “Sorgente – Rizziconi” i cui lavori sono in stato avanzato. Sono,
71
inoltre, in realizzazione importanti interventi di interconnessione con l’estero, in particolare le
interconnessioni HVDC Italia – Montenegro e Italia - Francia.
Per una più puntuale descrizione dello stato di avanzamento dei principali progetti in corso di realizzazione,
si rimanda alla sezione “Performance del Gruppo”.
Opere autorizzate e in corso di autorizzazione
Nel 2015 sono stati autorizzati i seguenti interventi finalizzati al migliorare la continuità e la qualità del
servizio: il nuovo elettrodotto 150 kV “Roma Nord - Monterotondo”, la variante localizzativa della SE Capri,
l’interramento dell’elettrodotto 132 kV “Pianezza-Metro”, il collegamento 150 kV “Sorrento-Capri” e il
potenziamento dell’elettrodotto a 132 kV “Schio – Arsiero”.
Inoltre, al fine di una maggiore integrazione della generazione da fonti rinnovabili è stata autorizzata la
ricostruzione con potenziamento degli elettrodotti a 150 kV “Matera – Grottole”, “Grottole – Salandra cd
Salandra FS”, “ Salandra – S. Mauro Forte”,
Inoltre, sono stati avviati ulteriori iter autorizzativi per interventi principalmente finalizzati al migliorare la
continuità e la qualità del servizio sulla rete AT.
Nella figura seguente si riportano schematicamente le principali opere del Piano di Sviluppo autorizzate e in
iter di autorizzazione:
72
Interventi previsti nel Piano di Sviluppo per l’utilizzo dell’energia prodotta da impianti da fonti
rinnovabili
Recependo la Direttiva 2009/28/CE e il Piano di Azione Nazionale (PAN) redatto dal Ministero dello Sviluppo
Economico nel 2010, Terna ha inserito nel Piano di Sviluppo Nazionale un’apposita sezione in cui vengono
definiti gli interventi necessari per il pieno utilizzo dell’energia proveniente dalla produzione di impianti da
fonti rinnovabili.
Le analisi di rete condotte al fine di favorire l’utilizzo e lo sviluppo della produzione da fonte rinnovabile
hanno portato a individuare interventi sia sulla rete di trasmissione primaria 380–220 kV, sia sulla rete in Alta
Tensione 150–132 kV.
Nella figura seguente si riportano schematicamente i principali interventi di sviluppo che interessano la rete
ad Altissima Tensione a 380 kV, finalizzati al pieno utilizzo dell’energia da produzione di impianti da fonti
rinnovabili:
Rinforzi rete AAT
Stazioni di raccolta AAT/AT
Raddoppio
dorsale adriatica
Calenzano-Colunga
Deliceto-Bisaccia
Montecorvino-Benevento II
Laino-Altomonte
Sorgente-Rizziconi
380 kV Sicilia
73
Fatti di rilievo successivi al 30 giugno 2015
Liability management
Il 20 luglio 2015 Terna S.p.A. ha definito i risultati e il “pricing” della propria offerta ai Portatori idonei dei suoi
titoli denominati “€1,250,000,000 4.125 per cent. Notes due February 2017” e “€750,000,000 2.875 per cent.
Notes due February 2018”.
Le Offerte sono state annunciate il giorno 10 luglio 2015 e sono state proposte nei termini e nelle condizioni
contenute nel Tender Offer Memorandum predisposto dalla Società.
Al Termine di Scadenza del 17 luglio 2015 un ammontare nominale complessivo di Titoli
approssimativamente pari a 756 milioni di euro è stato validamente portato in adesione alle Offerte mentre la
Società ha accettato un ammontare nominale complessivo approssimativo di 480 milioni di euro.
Barclays Bank PLC, Citigroup Gl.obal Markets Limited e Credit Suisse Securities (Europe) Limited hanno
agito in qualità di Dealer Managers in relazione alle Offerte.
Documenti di consultazione sul quinto periodo regolatorio
L’anno 2015 conclude il quarto periodo regolatorio per i servizi di trasmissione, distribuzione e misura
dell’energia elettrica. In vista della revisione del quadro regolatorio per il successivo periodo di regolazione,
l’Autorità per l’Energia Elettrica il Gas ed il Settore Idrico ha avviato due distinti procedimenti, ai quali sono
seguiti distinti documenti di consultazione, come commentato nell’ambito del contesto normativo e
regolatorio cui si rinvia.
Elettrodotto Sorgente – Rizziconi: possibile il completamento dell’opera
In data 17 luglio 2015 è stata emessa l'ordinanza di dissequestro del sostegno n. 40 dell’elettrodotto
“Sorgente – Rizziconi”, resa esecutiva il 28 luglio del 2015.
Con tale provvedimento Terna potrà completare i lavori dell’elettrodotto, interrotti a seguito del
provvedimento di sequestro del sostegno sopra citato, emesso del Tribunale di Messina in data 13 marzo
2015.
Si ricorda che l’elettrodotto “Sorgente-Rizziconi” costituisce un’ infrastruttura strategica per il sistema elettrico
siciliano.
Elettrodotto “Udine Ovest – Redipuglia”: il Consiglio di Stato blocca la realizzazione
per un vizio di forma
In data 24 luglio 2015 è stata emessa la sentenza con cui il Consiglio di Stato ha bloccato per un vizio di
forma l’elettrodotto aereo “Udine Ovest – Redipuglia”, in avanzata fase realizzativa. Si tratta di un’opera
strategica per la sicurezza elettrica del Friuli Venezia Giulia.
In particolare, la sentenza non ha in alcun modo bocciato l’opera né la sua importanza; ha invece contestato
le modalità con le quali il Ministero dei Beni Culturali ha rilasciato il proprio parere positivo, uno dei 50 pareri
favorevoli già acquisiti sull’opera. Terna sta valutando gli effetti della sentenza e migliori azioni per
assicurare la propria tutela.
74
Prevedibile evoluzione della gestione
Nel secondo semestre, il Gruppo Terna sarà impegnato nella realizzazione di quanto previsto nel Piano
Strategico 2015-2019 approvato dal Consiglio di Amministrazione in data 26 marzo 2015.
In particolare, l’azienda sarà focalizzata sulla massimizzazione della generazione di cassa necessaria ad
assicurare una sana ed equilibrata struttura finanziaria e a sostenere la politica di dividendi. Tale obiettivo
sarà perseguito attraverso programmi di razionalizzazione degli investimenti e dei costi operativi e
sviluppando nuove iniziative, tra cui la realizzazione di nuove interconnessioni transfrontaliere e nuove
attività in ambito non regolato.
Con specifico riferimento agli investimenti, si prevede un valore a fine anno di circa 1 miliardo di euro per lo
sviluppo e rinnovo della RTN, nonché per la realizzazione dei Sistemi di Accumulo previsti nel Piano di
Sviluppo e nel Piano di Difesa.
Con riferimento alle iniziative sui costi, l’azienda ha completato la prima fase di ricambio generazionale con
153 uscite e 87 assunzioni effettuate entro giugno; nella seconda metà del 2015 saranno finalizzate le
attività propedeutiche all’implementazione della seconda fase del piano.
Con riferimento alle Attività Non Regolate, si conferma il focus sulla creazione di valore attraverso le attività
per terzi nell’ambito dell’ingegneria, della realizzazione e dei servizi di manutenzione prevalentemente per il
settore elettrico e housing per il business delle telecomunicazioni. In particolare, nella seconda parte
dell’anno è prevista la realizzazione di un collegamento in Alta Tensione per un parco fotovoltaico in Cile per
il cliente Enel Green Power e il consolidamento e lo sviluppo della società Tamini, con l’obiettivo di
valorizzare appieno le competenze dell’azienda.
Nell’ambito dello sviluppo di nuove interconnessioni transfrontaliere, nel 2015 è prevista la finalizzazione
degli accordi per l’avvio della realizzazione dell’interconnessione con la Francia, ex L. 99/2009 (c.d.
Interconnector).
75
ALLEGATO
Normativa di riferimento Italia
Quadro normativo
Di seguito una breve descrizione dei principali provvedimenti normativi di interesse per la Capogruppo
emanati nel corso del primo semestre 2015 e, successivamente, sino alla data di redazione della presente
Relazione finanziaria semestrale.
Provvedimenti emanati nel 2014 con efficacia a partire dal 2015
Legge 23 dicembre 2014, n. 190, recante “Disposizioni per la formazione del bilancio annuale e
pluriennale dello Stato (Legge di Stabilità 2015)”, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale del 29 dicembre
2014, n. 99.
La Legge di Stabilità prevede l’inserimento delle reti elettriche in Alta e Altissima Tensione e delle relative
porzioni di stazioni di proprietà di Ferrovie dello Stato Italiane S.p.A. o di sue controllate nella Rete di
Trasmissione Nazionale di energia elettrica; l’inserimento è subordinato al perfezionamento dell’acquisizione
dei suddetti asset da parte di Terna o di una sua controllata.
A esito del perfezionamento dell’acquisizione, le concessioni, autorizzazioni e ogni altro provvedimento
amministrativo concernente i medesimi beni si intendono emessi validamente ed efficacemente a favore
dell’acquirente.
In materia fiscale, la Legge di Stabilità dispone l’aumento delle aliquote da applicare sulla rivalutazione del
TFR e sul risultato netto dei fondi pensione. Prevede poi, dal periodo di imposta 2015, la deducibilità del
costo del lavoro a tempo indeterminato ai fini IRAP e sgravi contributivi per le nuove assunzioni. Viene
confermato il limite massimo dell’aliquota TASI del 2,5 per mille anche per il 2015.
Si prevede, inoltre, la possibilità per i lavoratori di richiedere, per i periodi di paga dal 1 marzo 2015 al 30
giugno 2018, la corresponsione della quota maturanda del TFR in busta paga e viene stabilizzato il “bonus
Irpef” di 80 euro al mese per i redditi fino a 24 mila euro l’anno e, in misura ridotta, per i lavoratori dipendenti
con reddito dai 24 ai 26 mila euro l’anno.
Viene introdotto un regime fiscale agevolato in relazione ai redditi derivanti dall’utilizzo di opere dell’ingegno,
brevetti industriali e altri beni immateriali dell’impresa. L’agevolazione si sostanzia nell’esclusione dalla
tassazione del 50% dei suddetti redditi ed è riconosciuta previo apposito accordo con l’Agenzia delle
Entrate.
La Legge di Stabilità 2015, inoltre, estende le regole dell’inversione contabile (reverse charge) alle cessioni
di energia elettrica a un soggetto passivo-rivenditore per un periodo di 4 anni, dal 1 gennaio 2015.
76
Decreto Legge 31 dicembre 2014, n. 192, recante “Proroga di termini previsti da disposizioni
legislative”, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale del 31 dicembre 2014, n. 302, convertito con Legge 27
febbraio 2015, n. 15, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale del 28 febbraio 2015, n. 49.
Il Decreto Legge proroga l’obbligo di versare un anticipo negli appalti di lavori per il 2015 e il 2016. Per il
2015 dispone anche un aumento dell’anticipazione obbligatoria che passa dal 10 al 20 per cento
dell’importo. Viene poi rinviata al 2016 l’efficacia della norma che abolisce l’obbligo per il contribuente di
presentare in via telematica, entro il mese di febbraio di ciascun anno, una comunicazione dei dati relativi
all'imposta sul valore aggiunto riferita all'anno solare precedente e l’obbligo di presentare la dichiarazione
unificata annuale per i soggetti il cui periodo di imposta coincide con l’anno solare tenuti alla presentazione
della dichiarazione dei redditi e della dichiarazione annuale ai fini IVA.
Provvedimenti emanati nel 2015

In materia fiscale e contributiva
Legge 24 marzo 2015, n. 34, “Conversione in legge, con modificazioni, del Decreto Legge 24 gennaio
2015, n. 4, recante misure urgenti in materia di esenzioni IMU. Proroga di termini concernenti
l’esercizio della delega in materia di revisione del sistema fiscale”, pubblicata nella gazzetta Ufficiale
del 25 marzo 2015, n. 70.
La Legge dispone la proroga dei termini per l’attuazione della delega fiscale di cui alla Legge 11 marzo
2014, n. 23. Il termine per l’adozione dei decreti attuativi è quindi rinviato dal 27 marzo al 27 giugno 2015.
Inoltre, tale termine è prorogabile di ulteriori 90 giorni nel caso si rendesse necessario per l’espressione dei
pareri sugli schemi di decreti legislativi da parte delle commissioni parlamentari competenti. Tra i criteri della
delega, si ricorda l’introduzione di nuove forme di fiscalità energetica e ambientale e la riforma del catasto.
La stessa Legge converte il Decreto Legge 4/15, disponendo le esenzioni per i terreni agricoli ubicati nei
comuni totalmente montani e, se posseduti e condotti da coltivatori diretti e imprenditori agricoli
professionali, nei comuni parzialmente montani. L’esenzione è stata estesa, con applicazione già dal 2014,
anche ai terreni agricoli o non coltivati ubicati nei comuni delle isole minori.

In materia lavoro
Decreto Legislativo 4 marzo 2015, n. 23, recante “Disposizioni in materia di contratto di lavoro a
tempo indeterminato a tutele crescenti, in attuazione della Legge 10 dicembre 2014, n. 183”
pubblicato nella Gazzetta Ufficiale del 6 marzo 2015, n. 54.
Il provvedimento dà attuazione a una delle deleghe contenute nella Legge 183/14, istituendo il contratto a
tutele crescenti. La nuova disciplina del contratto a tempo indeterminato si applica agli assunti a tempo
indeterminato da una data successiva al 6 marzo 2015. Il nuovo regime sanzionatorio prevede il reintegro
nei soli casi di licenziamento inefficace in quanto intimato oralmente, di licenziamento nullo in quanto
discriminatorio, di totale insussistenza del fatto addebitato e di licenziamento collettivo intimato senza
l’osservanza della forma scritta. Negli altri casi di licenziamento illegittimo, si prevede una sanzione
pecuniaria in forma di indennizzo, pari a 2 mensilità (una in caso di mero vizio formale o procedurale) per
ciascun anno di servizio, comunque non inferiore a 4 e non superiore a 24. Il Decreto prevede anche che il
77
datore possa avanzare un’offerta conciliatoria pari a una mensilità per ciascun anno di servizio (comunque
non inferiore a 2 e non superiore a 18), che una volta accettata dal lavoratore preclude la possibilità di
successiva impugnazione del licenziamento.
Decreto Legislativo 15 giugno 2015, n. 80, recante “Misure volte a tutelare la maternità delle
lavoratrici e a favorire le opportunità di conciliazione dei tempi di vita e di lavoro per la generalità dei
lavoratori”, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale del 25 giugno 2015, n. 34.
Il Decreto prevede, per il 2015, alcune misure per la conciliazione vita-lavoro, tra cui l’estensione dei limiti
temporali per la fruibilità, con riconoscimento dell’indennità pari al 30% della retribuzione, dei congedi
parentali. A copertura delle misure contenute nel Decreto, è ridotto del 10% il Fondo per il finanziamento
degli sgravi contributivi per incentivare la contrattazione di secondo livello per il triennio 2016-2018.
Decreto Legislativo 15 giugno 2015, n. 81, recante “Testo organico semplificato delle tipologie
contrattuali e la revisione della disciplina delle mansioni”, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale del 25
giugno 2015, n. 34.
Il Decreto riordina la disciplina delle tipologie contrattuali. Con riferimento al contratto di lavoro a tempo
determinato, fermo restando il limite del 20% dei lavoratori con contratto a termine, fissa i casi di esclusione
dal computo e stabilisce le sanzioni amministrative conseguenti al superamento del limite. Interviene poi
sulla disciplina delle mansioni precisando a livello normativo che in caso di modifica degli assetti
organizzativi aziendali che incidono sulla posizione del lavoratore, il datore di lavoro può assegnarlo a
mansioni appartenenti al livello di inquadramento inferiore, purché rientrante nella medesima categoria
legale e sia conservato il livello di inquadramento e di trattamento retributivo in godimento.

In materia di giustizia e credito alle imprese
Decreto Legge 24 gennaio 2015, n. 3, recante “Misure urgenti per il sistema bancario e gli
investimenti”, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale del 24 gennaio 2015, n. 19, convertito con Legge 24
marzo 2015, n. 33, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale del 25 marzo 2015, n. 70.
Il Decreto conferisce alla Cassa Depositi e Prestiti la possibilità di esercitare il credito diretto a supporto delle
esportazioni e dell’internazionalizzazione dell’economia italiana. L’attività può essere svolta direttamente,
tramite Sace o, previa autorizzazione della Banca d’Italia, tramite un’altra società controllata.
Decreto Legge 27 giugno 2015, n. 83, recante “Misure urgenti in materia fallimentare, civile e
processuale civile e di organizzazione e funzionamento dell’amministrazione giudiziaria”, pubblicato
nella Gazzetta Ufficiale del 27 giugno 2015, n. 147.
Il Decreto interviene con modifiche alla legge fallimentare e ai codici civile e di procedura civile in materia di
procedure concorsuali ed esecutive. Tra le misure consente ai creditori, che rappresentino almeno il 10% dei
crediti, di presentare una proposta di concordato alternativa. Altre misure sono volte a consentire, previa
78
autorizzazione del tribunale, e agevolare, mediante il beneficio della prededucibilità, l’accesso al credito da
parte di soggetti che chiedono l’ammissione al concordato preventivo per far fronte alle necessità relative
all’esercizio dell’attività aziendale.
Legge 22 maggio 2015, n. 68, recante “Disposizioni in materia di delitti contro l’ambiente”, pubblicata
nella Gazzetta Ufficiale del 28 maggio 2015, n. 122.
La Legge introduce nuove fattispecie di reato (inquinamento ambientale, disastro ambientale, impedimento
del controllo e omessa bonifica) e integra il D. Lgs. 231/01 sulla responsabilità amministrativa dell’ente
prevedendo sanzioni a carico delle società a vantaggio delle quali tali reati siano commessi, se non si
dotano di modelli organizzativi idonei a prevenirli. Infine, introduce nel D.Lgs. 152/06, recante norme in
materia ambientale, una disciplina sanzionatoria degli illeciti amministrativi e penali in materia ambientale.
Legge 27 maggio 2015, n. 69, recante “Disposizioni in materia di delitti contro la pubblica
amministrazione, di associazioni di tipo mafioso e di falso in bilancio”, pubblicata nella Gazzetta
Ufficiale del 30 maggio 2015, n. 124.
La Legge prevede pene più severe in caso di false comunicazioni sociali. Con una modifica al D.Lgs.
231/01, sulla responsabilità amministrativa degli enti, ridefinisce le sanzioni a carico delle società in
relazione ai medesimi reati.
79
Delibere dell’Autorità per l’energia elettrica, il gas e il sistema idrico
Viene di seguito riportata una breve sintesi delle principali deliberazioni adottate dall’Autorità per l’energia
elettrica, il gas e il sistema idrico nel corso del primo semestre 2015 e successivamente, sino alla data di
redazione della presente Relazione finanziaria semestrale.
Deliberazioni adottate nel 2014 con impatto nel 2015
Deliberazione 653/2014/R/eel – Aggiornamento delle tariffe per l’erogazione del servizio di
trasmissione dell’energia elettrica, per l’anno 2015
Con tale provvedimento l’Autorità ha previsto l’aggiornamento delle tariffe per l’erogazione del servizio di
trasmissione dell’energia elettrica, per l’anno 2015. Le principali previsioni riguardano:
•
l’aggiornamento della componente CTR, posta pari a 0,719 centesimi di euro/kWh;
•
l’inclusione dei costi degli investimenti afferenti il cavo Italia – Montenegro realizzati al di fuori del
territorio italiano nelle componenti a remunerazione del servizio di trasmissione;
•
l’erogazione a Terna, da parte della Cassa Conguaglio per il Settore Elettrico, dell’integrazione
ricavi 2013, comprensiva delle rettifiche dei dati di fatturazione relativi al periodo 2009-2012, per
un ammontare complessivo pari a 91.195.592 euro;
•
l’inclusione nelle tariffe di trasmissione dei ricavi per gli investimenti nei progetti pilota relativi ai
sistemi di accumulo;
•
l’inclusione dell’extraremunerazione dei lavori in corso per gli investimenti di sviluppo (LIC) della
capacità di trasporto I=3 al 31 dicembre 2013, pari al 2% per 12 anni, conseguente al
superamento della soglia del 70% del valore convenzionale complessivo delle milestone previste
per il secondo semestre dell’anno 2013 nell’ambito del meccanismo di incentivazione
all’accelerazione degli investimenti.
Deliberazione 658/2014/R/eel – Aggiornamento dei corrispettivi di dispacciamento per l’anno 2015
Con tale provvedimento l’Autorità ha disposto l’aggiornamento dei corrispettivi di dispacciamento per l’anno
2015. In particolare, oltre a provvedere all’aggiornamento dei corrispettivi unitari che gli utenti del
dispacciamento sono tenuti a versare in materia di remunerazione della capacità produttiva, di
remunerazione del servizio di interrompibilità del carico, di unità essenziali per la sicurezza del sistema
elettrico ammesse alla reintegrazione dei costi, di adesione ai meccanismi di compensazione dei costi
correlati ai transiti di energia elettrica su reti elettriche estere (ITC), l’Autorità ha previsto l’aggiornamento al
valore di 0,0439 centesimi di euro/kWh del corrispettivo a copertura dei costi riconosciuti per il
funzionamento di Terna (DIS).
80
Deliberazioni adottate nel 2015
Deliberazione 11/2015/R/eel - Avvio di un procedimento per la definizione della remunerazione delle
reti elettriche in Alta e Altissima Tensione di proprietà della società Ferrovie dello Stato italiane
S.p.A. oggetto di inserimento nell’ambito della rete di trasmissione nazionale
Con tale provvedimento l’Autorità ha avviato un procedimento per la definizione della remunerazione degli
asset di trasmissione di energia elettrica di proprietà della società Ferrovie dello Stato italiane S.p.A. (FSI
S.p.A.) oggetto di inserimento nell’ambito della rete di trasmissione nazionale ai sensi dell’art. 1, comma
193, della Legge 23 dicembre 2014, n. 190 (Legge di Stabilità 2015), al fine di determinare il capitale
investito netto, gli ammortamenti e i costi operativi attuali e sorgenti, tenendo conto dei vincoli introdotti dalla
legge, dei benefici potenziali per il sistema elettrico, e in coerenza con i criteri di regolazione tariffaria indicati
nel TIT (allegato A alla Deliberazione ARG/elt 199/11).
Ai fini dello svolgimento delle attività di analisi e verifica sui dati e sulle informazioni oggetto del
procedimento, il provvedimento, oltre a disporre la costituzione di una commissione indipendente di esperti,
ha previsto che Terna effettui valutazioni specifiche riguardo ai benefici netti potenziali per il sistema elettrico
nazionale, derivanti dall’inclusione degli asset di FSI nella RTN, e ne trasmetta le relative risultanze
all’Autorità.
Deliberazione 20/2015/R/com - Avvio di procedimento per la ricertificazione di Terna S.p.A., in qualità
di gestore del sistema di trasmissione dell’energia elettrica e di Snam Rete Gas S.p.A., in qualità di
gestore di sistema di trasporto del gas naturale
Con tale provvedimento l’Autorità ha avviato il procedimento per la ricertificazione di Terna S.p.A. in qualità
di gestore del sistema di trasmissione dell’energia elettrica e di Snam Rete Gas S.p.A. in qualità di gestore di
sistema di trasporto del gas naturale. In particolare, l’Autorità ha ritenuto opportuno condurre
approfondimenti istruttori finalizzati a confermare la permanenza, in capo alle due società, dei requisiti
verificati in sede di prima certificazione. A tal fine l’Autorità ha previsto per Terna S.p.A. e Snam Rete Gas
S.p.A. l’obbligo di trasmettere entro 60 giorni dalla pubblicazione della delibera le informazioni aggiornate
previste dalla Delibera ARG/com 153/2011 e necessarie ai fini del procedimento.
Deliberazione 33/2015/R/eel - Approvazione delle regole di svolgimento delle aste infragiornaliere per
l’allocazione della capacità di trasporto sulle interconnessioni con Austria, Francia, Slovenia e
Svizzera - Rules for Intraday Capacity Allocation by Explicit Auctions on North Italian Borders
Con tale provvedimento l’Autorità ha approvato le regole per l’allocazione infragiornaliera della capacità di
interconnessione (c.d. Intraday Auction Rules) elaborate da Terna congiuntamente con gli altri gestori di rete
di Austria, Francia, Slovenia e Svizzera, partecipanti ai lavori in ambito ACER dell’Iniziativa Regionale
Europea per il Centro-Sud. In particolare, tali regole di allocazione, al fine di tener conto delle modifiche delle
tempistiche di chiusura dei mercati funzionali all’implementazione del market coupling, modificano le
procedure operative in vigore per lo svolgimento delle aste intraday.
Con tale provvedimento l’Autorità ha altresì confermato le attuali modalità di gestione dei proventi delle
procedure di assegnazione della capacità di trasporto spettanti a Terna.
81
Deliberazione 45/2015/R/eel e Delibera 52/2015/R/eel – Disposizioni in materia di market coupling
Con la Deliberazione 45/2015/R/eel, l’Autorità ha avviato formalmente il market coupling sulle
interconnessioni Italia - Slovenia, Italia - Austria e Italia - Francia, verificando positivamente i documenti e gli
schemi di contratto predisposti dalle parti del Pre and Post Coupling Project al fine di definire i ruoli e le
responsabilità delle parti, nonché le procedure operative necessarie al funzionamento del market coupling.
L’Autorità ha inoltre richiesto al Gestore dei Mercati Energetici S.p.A. (GME), in accordo con Terna S.p.A., di
trasmettere all’Autorità la Convenzione tra il GME e Terna S.p.A. modificata e integrata in modo da
estendere ai confini Italia - Francia e Italia - Austria quanto previsto dalla Delibera 609/2013/R/eel con
riferimento al market coupling tra Italia e Slovenia. Con riferimento agli oneri e ai proventi derivanti dal
meccanismo di funzionamento del market coupling, la delibera ha previsto altresì che siano imputati da
Terna al corrispettivo di cui all’articolo 44 della Deliberazione 111/06 (uplift) sia gli oneri e i proventi derivanti
dall’esecuzione del contratto service level agreement con CASC, sia gli importi versati da Terna al GME o
ricevuti da quest’ultimo.
In attuazione di quanto previsto da tale provvedimento, l’Autorità ha provveduto poi ad approvare, con la
Deliberazione 52/2015/R/eel, sia lo schema di convenzione fra il GME e Terna S.p.A., sia lo schema di
convenzione tra il GME e la Cassa Conguaglio per il Settore Elettrico (CCSE) per la gestione del market
coupling per l’anno 2015.
Delibere 47/2015/R/EEL, 169/2015/R/EEL, 170/2015/R/EEL, 196/2015/R/EEL - Reti interne d’utenza
Con tali delibere l’Autorità ha adottato una serie di provvedimenti che hanno condotto all’aggiornamento
dell’elenco delle Reti interne d’Utenza (RIU) di cui alla Tabella 1 della Deliberazione ARG/elt 52/10. In
particolare, l’Autorità ha:

previsto l'inserimento della rete nella titolarità della società Hexion Italia S.r.l. nel novero delle RIU,
individuando la società Hexion Italia S.r.l. quale gestore della RIU e inserendo tale rete nell’elenco di
cui alla Tabella 1 della Deliberazione ARG/elt 52/10;

rigettato la richiesta della società API - Raffineria di Ancona S.p.A. di inserire la propria rete, sita nel
comune di Falconara Marittima, nell’elenco delle RIU in considerazione della non rispondenza, alla
data di entrata in vigore della Legge 99/09, della configurazione impiantistica ai requisiti normativi
previsti per l’identificazione delle RIU;

disposto, su richiesta delle parti interessate, l’esclusione delle reti delle società MEMC e OCV Italia,
site rispettivamente nel comune di Merano (BZ) e nel comune di Vado Ligure (SV), dal novero delle
RIU in quanto non più rispondenti ai requisiti normativi previsti per l’identificazione delle RIU;

disposto l’esclusione dal novero delle RIU della rete nella titolarità della società Idroenergia S.r.l. sita
nel comune di Orte in quanto non rispondente a tutti i requisiti necessari ai fini della qualificazione
come RIU.
82
Deliberazione 63/2015/R/eel - Regolazione delle partite economiche derivanti dall’applicazione del
meccanismo compensativo dell’onere medio CCT
Con tale provvedimento l'Autorità, in esito alla sentenza del Consiglio di Stato 463/15, ha definito la
regolazione delle partite economiche derivanti dall'applicazione del meccanismo compensativo dell’onere
medio dei corrispettivi per l’assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto (CCT).
In particolare, l’Autorità ha stabilito che Terna versi al GSE un importo pari a 9,8 milioni di euro, da
recuperare mediante un incremento di pari ammontare del corrispettivo uplift del secondo trimestre 2015 e
che il GSE, a sua volta, proceda al versamento degli importi spettanti a ciascun operatore avente diritto
secondo quanto previsto dalla Deliberazione 299/20012/R/eel.
Delibera 79/2015/R/eel - Completamento della regolazione in materia di teledistacco degli impianti di
produzione eolici e fotovoltaici di potenza maggiore o uguale a 100 kW connessi in Media Tensione
per garantire la sicurezza del sistema elettrico nazionale
Con tale provvedimento l’Autorità ha provveduto a completare la regolazione in materia di teledistacco degli
impianti di produzione eolici e fotovoltaici di potenza maggiore o uguale a 100 kW connessi in Media
Tensione al fine di garantire la sicurezza del sistema elettrico nazionale. In particolare, l’Autorità ha
confermato i valori dei premi, già stabiliti con la Delibera 421/2014/R/eel, da riconoscere ai produttori che si
adeguino alle prescrizioni del nuovo allegato A.72 del Codice di Rete entro il mese di giugno 2015. L’Autorità
ha altresì stabilito che tutte le imprese distributrici che dispongano di almeno una cabina primaria, anche se
non direttamente connessa alla RTN, siano tenute a implementare il sistema centralizzato per l’invio dei
segnali necessari per l’attivazione del teledistacco. Esclusivamente per tali imprese di distribuzione,
inizialmente non ricomprese nel campo di applicazione della Delibera 421/2014/R/eel, è prevista una
proroga dei termini per l’implementazione degli adempimenti a proprio carico.
Deliberazione 86/2015/E/com - Istituzione del Registro nazionale degli operatori di mercato di cui
all’articolo 9 del Regolamento UE n. 1227/2011 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 25 ottobre
2011, concernente l’integrità e la trasparenza del mercato dell’energia all'ingrosso (REMIT)
Con tale provvedimento l’Autorità ha istituito il Registro nazionale degli operatori di mercato di cui all’articolo
9 del Regolamento UE n. 1227/2011 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 25 ottobre 2011,
concernente l’integrità e la trasparenza del mercato dell’energia all'ingrosso (REMIT).
L’Autorità ha altresì approvato il Manuale di funzionamento e uso di tale Registro nazionale degli operatori di
mercato. In particolare, il Manuale, sviluppato dall’Autorità all’interno della propria Anagrafica degli esercenti
i servizi di pubblica utilità del settore energetico, è volto a illustrare gli obblighi e le tempistiche di
registrazione, nonché le modalità di accesso e utilizzo del Registro nazionale degli operatori di mercato.
Delibera 92/2015/R/eel - Determinazioni in materia di riconoscimento del corrispettivo di
reintegrazione dei costi per le unità termoelettriche essenziali per la sicurezza del sistema gas
Con tale provvedimento l’Autorità ha previsto determinazioni in materia di riconoscimento del corrispettivo di
reintegrazione dei costi per le unità termoelettriche essenziali per la sicurezza del sistema gas. In
particolare, l’Autorità ha determinato l’importo dell'acconto del corrispettivo di reintegrazione dei costi per
l'insieme delle unità incluse nella lista delle unità essenziali per la sicurezza del sistema gas, approvata dal
83
Ministero dello Sviluppo Economico con riferimento all'anno termico 2012/2013. Con tale provvedimento,
l’Autorità ha inoltre delineato i criteri di dettaglio, anche di natura procedurale, per la determinazione del
corrispettivo a reintegrazione dei costi per le unità essenziali per l’emergenza gas 2013.
Delibera 95/2015/I/EEL - Proposta al Ministro dello Sviluppo Economico per l’anticipazione della fase
di piena attuazione del mercato della capacità
Con tale Deliberazione l’Autorità propone al Ministro dello Sviluppo Economico di anticipare gli effetti
procompetitivi e di garanzia per la sicurezza del sistema propri del mercato della capacità definendo una
fase di prima attuazione di tale mercato.
La fase di prima attuazione prevede talune semplificazioni volte a minimizzare i tempi di implementazione e
principalmente:
•
ricorso a forme alternative di garanzia;
•
decorrenza del primo periodo di consegna dal 1 gennaio 2017 e ultimo periodo di consegna non
oltre il 31 dicembre 2020;
•
periodo di consegna annuale;
•
nelle more della piena partecipazione attiva della domanda e dell’estero, considerazione in maniera
stocastica dei rispettivi contributi.
Nell’ambito di tale provvedimento, l’Autorità ha tra l’altro richiesto a Terna di adoperarsi al fine di addivenire
ad accordi con i gestori esteri per definire le procedure di partecipazione attiva dell’estero al mercato della
capacità al fine di incrementare le condizioni di concorrenza e di reciprocità fra paesi membri.
Delibera 96/2015/E/eel, - Avvio di un’indagine conoscitiva in relazione alle interruzioni del servizio
elettrico accadute nei giorni 6 febbraio 2015 e seguenti in vaste aree delle regioni Emilia Romagna e
Lombardia
Con tale provvedimento l’Autorità ha dato avvio a un’indagine conoscitiva avente a oggetto la gestione dei
disservizi conseguenti alle interruzioni del servizio elettrico accadute nei giorni 6 febbraio 2015 e seguenti in
vaste aree delle regioni Emilia Romagna e Lombardia, prevedendo che la stessa debba concludersi entro il
termine del 31 dicembre 2015.
L’Autorità ha richiesto a Terna di trasmettere alla stessa, entro 60 giorni, una relazione che contenga gli
elementi necessari ai fini delle relative valutazioni sul rispetto degli obblighi di servizio volti ad assicurare la
pronta riparazione dei guasti e la tempestiva ripresa del servizio in condizioni di sicurezza e alle valutazioni
in merito a possibili interventi di natura regolatoria. Analoga richiesta viene effettuata anche nei confronti
delle imprese distributrici interessate dai disservizi.
Deliberazione 120/2015/R/eel - Determinazioni in merito agli impianti di produzione essenziali San
Filippo del Mela 220 kV e San Filippo del Mela 150 kV, per l’anno 2014
Con tale provvedimento l’Autorità ha determinato gli importi dell'acconto del corrispettivo di reintegrazione
dei costi per l'anno 2014 da riconoscere da parte di Terna alla società Edipower S.p.A. in relazione agli
impianti San Filippo del Mela 150 kV e San Filippo del Mela 220 kV. L’Autorità ha inoltre confermato per
l’anno 2014 i parametri tecnici tipici validi ai fini della determinazione del corrispettivo a reintegrazione dei
costi, già applicati a tali impianti negli anni precedenti.
84
Delibera 149/2015/R/eel - Disposizioni relative agli impianti di produzione essenziali Ottana e San
Quirico, per l’anno 2014
Con tale provvedimento l’Autorità ha determinato gli importi dell'acconto semestrale del corrispettivo di
reintegrazione dei costi per l'anno 2014 dovuto da Terna alle società Ottana Energia S.p.A. e alla società
Edison Trading S.p.A. in relazione agli impianti di produzione essenziali di Ottana e San Quirico.
Delibera 150/2015/R/eel e Delibera 283/2015/R/EEL - Disposizioni in merito all’impianto Centro
Energia Ferrara
Con la Deliberazione 150/2015/R/eel l’Autorità ha revocato per l’anno 2015 l’ammissione al regime di
reintegrazione dei costi con riferimento all’impianto Centro Energia Ferrara e ha stabilito che Terna lo
espunga con effetto immediato dall’elenco degli impianti essenziali 2015.
L’Autorità ha altresì definito criteri di dettaglio ai fini della determinazione del corrispettivo di reintegrazione
dei costi dell’impianto Centro Energia Ferrara per l’anno 2015. Con il provvedimento l’Autorità ha poi
approvato i parametri standard proposti da Terna e ha confermato i parametri tecnici tipici già approvati per
l’impianto Centro Energia Ferrara per l’anno 2014 ai fini della determinazione del costo variabile
dell’impianto per l’anno 2015.
Con la Deliberazione 283/2015/R/eel l’Autorità ha poi determinato l'importo dell'acconto semestrale del
corrispettivo di reintegrazione dei costi per l'anno 2014, in relazione all'impianto di produzione essenziale
Centro Energia Ferrara, nella disponibilità di E.ON Global Commodities SE.
Parere 172/2015/I/efr – Parere al Ministro dello Sviluppo Economico sullo schema di decreto recante
approvazione di un modello unico per la realizzazione, la connessione e l’esercizio di piccoli impianti
fotovoltaici integrati su tetti degli edifici
Con tale provvedimento l’Autorità ha rilasciato parere favorevole allo schema di decreto recante
approvazione di un modello unico per la realizzazione, la connessione e l’esercizio di piccoli impianti
fotovoltaici integrati su tetti degli edifici, raccomandando al Ministro dello Sviluppo Economico alcune
modifiche procedurali. In particolare, lo schema di decreto è volto a semplificare le procedure amministrative
prevedendo che il modello unico sostituisca ogni altro adempimento in capo ai produttori per la
comunicazione della realizzazione di piccoli impianti fotovoltaici integrati. Nell’ottica della semplificazione
amministrativa, lo schema di decreto prevede, tra l’altro, che il richiedente, presentando il modello unico
all’impresa di distribuzione interessata, conferisca mandato con rappresentanza a quest’ultimo per il
caricamento dei dati di anagrafica dell'impianto sul sistema di Gestione delle Anagrafiche Uniche Degli
Impianti di produzione (GAUDÌ).
Delibera 209/2015/R/eel - Riconoscimento e copertura dei costi a consuntivo, per l’anno 2014,
comunicati dalla società Terna S.p.A., per lo svolgimento delle attività di monitoraggio dei mercati
Con tale provvedimento l’Autorità ha quantificato l’ammontare dei costi a consuntivo riconosciuti a Terna, per
l’anno 2014, ai fini dello svolgimento dell’attività di monitoraggio di cui al comma 3.2 del TIMM in 801.784
euro. Il provvedimento ha altresì quantificato il provento rinveniente dallo scostamento tra i costi riconosciuti
85
a consuntivo a Terna per lo svolgimento delle attività di cui al comma 3.2 del TIMM, nell’anno 2014, e i costi
riconosciuti a preventivo per il medesimo anno in 53.686 euro, stabilendo che tale provento sia recuperato
tramite il corrispettivo per il funzionamento di Terna (componente DIS) per l’anno 2016.
Deliberazione 240/2015/R/EEL - Riconoscimento dei costi, sostenuti nell’anno 2014 dalla società
Terna S.p.A., per lo svolgimento delle attività inerenti la gestione e lo sviluppo del sistema di
Gestione delle Anagrafiche Uniche Degli Impianti di produzione (GAUDÌ)
Con tale provvedimento l’Autorità provvede al riconoscimento dei costi sostenuti nell’anno 2014 da Terna
S.p.A. per lo svolgimento delle attività inerenti la gestione e lo sviluppo del sistema di Gestione delle
Anagrafiche Uniche Degli Impianti di produzione (GAUDÌ). In particolare, l’Autorità ha quantificato in
1.081.427 euro l’ammontare dei costi riconosciuti a Terna a consuntivo per l’anno 2014 per lo svolgimento
delle attività di sviluppo ed esercizio del sistema GAUDÌ. L’Autorità ha altresì disposto che il maggior onere
derivante dalla differenza tra i costi riconosciuti a consuntivo per il 2014 e i costi riconosciuti a preventivo per
il medesimo anno, pari a 15.767 euro, sia considerato ai fini della futura quantificazione del corrispettivo per
il funzionamento di Terna relativo all’anno 2016.
Deliberazione 249/2015/r/eel - Avvio di procedimento per la definizione della disciplina del
dispacciamento
applicabile
all’interconnessione
Italia
-
Malta e possibile
revisione
della
Deliberazione dell’Autorità 111/06 in materia di reti di interconnessione per le quali non è attuato il
controllo degli scambi programmati
Con tale provvedimento l’Autorità ha avviato un procedimento per la definizione della disciplina di
dispacciamento applicabile all’interconnessione Italia - Malta e, più in generale, per una possibile revisione
della Delibera n. 111/06 in materia di regolazione di tutte le interconnessioni per le quali non è attuato il
controllo degli scambi programmati, vale a dire per quelle interconnessioni non soggette alla regolazione
frequenza/potenza funzionale al controllo degli scostamenti tra lo scambio programmato e il flusso fisico. Ai
fini del procedimento, l’Autorità ha richiesto pertanto a Terna l’invio di una lista di tutte le interconnessioni
gestite senza il controllo degli scambi programmati e ha rappresentato che intende avviare un’apposita
consultazione al fine di acquisire le osservazioni dei soggetti interessati.
Deliberazione 256/2015/R/EEL - Aggiornamento della disciplina transitoria relativa alla specifica
remunerazione della capacità produttiva
Con tale provvedimento l’Autorità ha aggiornato la disciplina transitoria della remunerazione della
disponibilità di capacità di generazione elettrica per l'anno 2014. In particolare, l’Autorità, con riferimento al
meccanismo di remunerazione transitorio della disponibilità di capacità produttiva (capacity payment), ha
stabilito il gettito da destinare al riconoscimento dello specifico corrispettivo di cui all’art. 35 della Delibera
48/04 per l’anno 2014 pari a 94.200.000 euro. Con il medesimo provvedimento l’Autorità ha inoltre definito la
tabella di articolazione delle fasce orarie relative all’anno 2014.
86
Deliberazione 251/2015/R/eel - Accertamento dello stato di raggiungimento delle milestone degli
investimenti strategici di sviluppo della rete di trasmissione nazionale, relativi all’anno 2014
Con tale provvedimento l’Autorità ha accertato lo stato di raggiungimento delle milestone degli interventi di
sviluppo della Rete di Trasmissione Nazionale previste per l’anno 2014, ivi incluse le milestone relative ad
anni successivi e conseguite in anticipo, sulla base della documentazione trasmessa da Terna, oltre al
superamento della soglia del 70% del valore convenzionale complessivo delle suddette milestone. L’Autorità
ha altresì disposto il riconoscimento a Terna dell’incentivazione all’accelerazione degli investimenti sulle
immobilizzazioni in corso afferenti gli investimenti della tipologia I=3 esistenti al 31 dicembre 2014, a valere
sulle tariffe di trasmissione relative all’anno 2016.
Deliberazione 284/2015/R/eel e Deliberazione 307/2015/R/eel – Determinazioni in materia di impianti di
produzione essenziali nella disponibilità di Enel Produzione S.p.A.
Con la Deliberazione 284/2015/R/eel l’Autorità ha determinato l'importo dell'acconto del corrispettivo di
reintegrazione dei costi per l'anno 2012, in relazione alle unità di produzione essenziali di Enel Produzione
S.p.A. che operano su reti elettriche con obbligo di connessione di terzi non interconnesse con la rete di
trasmissione nazionale.
Con la Deliberazione 307/2015/R/eel l’Autorità ha determinato i corrispettivi a reintegrazione dei costi per
l'anno 2012 relativi agli impianti essenziali nella disponibilità di Enel Produzione S.p.A.
Deliberazione 296/2015/R/com - Disposizioni in merito agli obblighi di separazione funzionale
(unbundling) per i settori dell’energia elettrica e del gas
Con tale provvedimento l’Autorità ha approvato il testo integrato di unbundling funzionale, stabilendo gli
obblighi di separazione funzionale volti a garantire l’indipendenza della gestione nelle diverse attività
esercitate da imprese verticalmente integrate. L’Autorità ha altresì introdotto gli obblighi di separazione del
marchio e delle politiche di comunicazione tra l’attività di distribuzione e l’attività di vendita dell’impresa
verticalmente integrata e ha disciplinato l’accesso alle informazioni commercialmente sensibili relative
all’attività di distribuzione prevedendo il ricorso, laddove disponibile, agli strumenti messi a disposizione dalla
regolazione e in primo luogo al Sistema Informativo Integrato.
Il provvedimento prevede, tra l’altro, che gli obblighi di separazione funzionale a carico di Terna e dei gestori
di trasporto, oggetto di certificazione ai sensi della Deliberazione ARG/com 153/11, siano assolti tramite il
rispetto dei requisiti previsti dalla stessa Deliberazione ARG/com 153/11 e dalle conseguenti decisioni di
certificazione adottate dall’Autorità. La stessa ha inoltre rappresentato che ritiene opportuno rinviare alle
future decisioni di certificazione la revisione degli obblighi informativi a carico delle imprese soggette alle
procedure di certificazione ai sensi della Deliberazione ARG/come 153/11.
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Bilancio consolidato semestrale abbreviato al
30 giugno 2015
88
Indice
Prospetti contabili consolidati ..................................................................................................................... 90
Conto economico consolidato ............................................................................................................................... 91
Conto economico complessivo consolidato .......................................................................................................... 92
Prospetto della Situazione patrimoniale-finanziaria consolidata .......................................................................... 93
Prospetto delle variazioni del patrimonio netto consolidato ................................................................................. 94
Rendiconto finanziario consolidato........................................................................................................................ 96
Nota illustrativa .............................................................................................................................................. 97
A. Principi contabili e criteri di valutazione ............................................................................................................ 98
B. Informazioni sul conto economico consolidato ............................................................................................... 102
Ricavi ................................................................................................................................................... 102
Costi operativi ...................................................................................................................................... 104
Proventi e oneri finanziari .................................................................................................................... 107
C. Settori operativi................................................................................................................................................ 110
D. Informazioni sul prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria consolidata ......................................... 112
Attivo .................................................................................................................................................... 112
Passivo ................................................................................................................................................ 120
E. Impegni e rischi................................................................................................................................................ 130
F. Aggregazione di imprese................................................................................................................................. 137
G. Rapporti con parti correlate............................................................................................................................. 138
H. Eventi e operazioni significative non ricorrenti, operazioni atipiche o inusuali .............................................. 141
I. Note esplicative al rendiconto finanziario ......................................................................................................... 141
L. Fatti di rilievo successivi al 30 giugno 2015 .................................................................................................... 141
Attestazione del bilancio consolidato semestrale ai sensi dell’art. 81-ter del Regolamento
Consob n° 11971 del 14 maggio 1999 e successive modifiche e integrazioni ...................................... 143
Relazione della Società di revisione .......................................................................................................... 145
89
Prospetti contabili consolidati
Conto economico consolidato
Consolidato Gruppo TERNA
Note
CONTO ECONOMICO
I sem 2015
I sem 2014
milioni di euro
A RICAVI
1 Ricavi delle vendite e prestazioni
1
di cui verso parti correlate
2 Altri ricavi e proventi
2
di cui verso parti correlate
Totale ricavi
969,2
922,3
589,4
714,5
32,8
27,6
0,4
1,0
1.002,0
949,9
B COSTI OPERATIVI
1 Materie prime e materiali di consumo utilizzati
3
32,7
15,3
2 Servizi
4
70,5
66,6
di cui verso parti correlate
3 Costo del personale
5
0,9
0,7
114,3
107,1
- costo del personale lordo
149,6
142,8
- costo del personale capitalizzato
(35,3)
(35,7)
1,2
0,2
4 Ammortamenti e svalutazioni
di cui verso parti correlate
6
243,0
235,1
5 Altri costi operativi
7
17,9
8,4
0,0
0,1
Totale costi
478,4
432,5
A-B Risultato operativo
523,6
517,4
di cui verso parti correlate
C Proventi/oneri finanziari
1 Proventi finanziari
8
6,1
13,6
2 Oneri finanziari
8
(71,0)
(82,7)
(2,7)
(3,2)
1,2
4,8
459,9
453,1
150,0
179,1
309,9
274,0
309,9
274,0
di cui verso parti correlate
3 Quota dei proventi /(oneri) derivanti dalle partecipazioni
valutate con il metodo del patrimonio netto
9
D Risultato prima delle imposte
E Imposte del periodo
10
F Utile netto del periodo
Utile di pertinenza degli azionisti della Capogruppo
Utile per azione
Utile base per azione
Utile diluito per azione
11
0,154
0,136
0,154
0,136
Conto economico complessivo consolidato
Consolidato Gruppo TERNA
CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO
Note
I sem 2015
I sem 2014
milioni di euro
Utile netto del periodo
309,9
274,0
16,4
13,2
Altre componenti del conto economico complessivo
dell'esercizio che saranno successivamente rilasciate a conto
economico
- Cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale
22
Altre componenti del conto economico complessivo
dell'esercizio che non saranno successivamente rilasciate a
conto economico
- Utili (perdite) attuariali sui benefici ai dipendenti al netto
dell'effetto fiscale
6,0
(6,7)
Utile netto complessivo del periodo
332,3
280,5
Utile netto complessivo del periodo attribuibile a:
332,3
280,5
332,3
280,5
Azionisti della Capogruppo
22
Prospetto della Situazione patrimoniale-finanziaria consolidata
Consolidato Gruppo TERNA
SITUAZIONE PATRIMONIALE-FINANZIARIA
ATTIVO
milioni di euro
Note
al 30.06.2015
al 31.12.2014
A- Attività non correnti
1 Immobili, impianti e macchinari
12
di cui verso parti correlate
2 Avviamento
3 Attività immateriali
4 Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto
5 Attività finanziarie non correnti
6 Altre attività non correnti
Totale attività non correnti
B- Attività correnti
1 Rimanenze
2 Crediti commerciali
17,1
13
14
15
16
17
190,2
246,2
79,4
668,7
9,8
12.177,2
190,2
262,3
79,2
787,1
9,8
12.107,2
18
19
26,3
1.401,8
21,6
1.577,8
281,2
297,6
69,3
63,4
16
di cui verso parti correlate
4 Disponibilità liquide e mezzi equivalenti
5 Crediti per imposte sul reddito
6 Altre attività correnti
10.778,6
13,7
di cui verso parti correlate
3 Attività finanziarie correnti
10.982,9
20
21
17
di cui verso parti correlate
Totale attività correnti
TOTALE ATTIVITÀ
1,0
0,2
1.534,5
35,7
51,8
1.217,3
25,9
46,0
1,1
-
3.119,4
2.952,0
15.296,6
15.059,2
Consolidato Gruppo TERNA
SITUAZIONE PATRIMONIALE-FINANZIARIA
PASSIVO
milioni di euro
C- Patrimonio netto di Gruppo
1 Capitale sociale
2 Altre riserve
3 Utile e perdite accumulate
4 Acconto dividendo
5 Utile netto del periodo
Totale patrimonio netto di Gruppo
D- Passività non correnti
1 Finanziamenti a lungo termine
Note
E- Passività correnti
1 Quote correnti dei finanziamenti a lungo termine
2 Debiti commerciali
22
442,2
793,5
1.453,4
(140,7)
544,5
3.092,9
23
8.898,9
8.085,2
500,0
500,0
24
25
26
23
27
131,3
197,7
83,8
13,0
126,9
9.451,6
146,3
209,5
85,1
29,9
128,7
8.684,7
23
28
124,0
2.137,3
764,1
2.103,8
35,6
27,7
28
23
40,0
112,3
1,2
154,1
0,8
0,9
28
267,3
258,4
di cui verso parti correlate
3 Debiti per imposte sul reddito
4 Passività finanziarie correnti
di cui verso parti correlate
5 Altre passività correnti
di cui verso parti correlate
Totale passività correnti
TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO
al 31.12.2014
442,2
815,9
1.596,1
309,9
3.164,1
di cui verso parti correlate
2 Benefici per i dipendenti
3 Fondi rischi e oneri futuri
4 Passività per imposte differite
5 Passività finanziarie non correnti
6 Altre passività non correnti
Totale passività non correnti
al 30.06.2015
62,2
66,9
2.680,9
3.281,6
15.296,6
15.059,2
Prospetto delle variazioni del patrimonio netto consolidato
31 dicembre 2014 – 30 giugno 2015
Capitale sociale e riserve del Gruppo
milioni di euro
Patrimonio netto al 31 dicembre 2014
Capitale
sociale
442,2
Riserva
sovrapprezzo
azioni
Riserva
legale
88,4
20,0
Utile netto del periodo
Altre componenti del conto
economico complessivo:
- Variazione fair value derivati cash
flow hedge
al netto dell'effetto fiscale
- Utili (perdite) attuariali su benefici ai
dipendenti
al netto dell'effetto fiscale
Riserva cash
flow hedge
Altre riserve
-26,0
Acconto
sul
dividendo
Utile e perdite
accum.
711,1
1.453,4
-140,7
Patrimonio
netto
Gruppo
Utile netto del
periodo
544,5
3.092,9
309,9
309,9
16,4
16,4
6,0
6,0
Totale altre componenti del conto
economico complessivo
-
-
-
16,4
6,0
-
-
-
22,4
Utile netto complessivo
-
-
-
16,4
6,0
-
-
309,9
332,3
142,5
140,7
-283,2
-
-261,3
-261,3
-544,5
-261,3
Operazioni con gli azionisti:
- Destinazione risultato 2014
- Utili portati a nuovo
- Dividendi
Totale operazioni con gli azionisti
-
-
-
-
-
Altre variazioni
Patrimonio netto al 30 giugno 2015
142,5
140,7
0,2
442,2
88,4
20,0
-9,6
717,1
1.596,1
0,2
-
309,9
3.164,1
31 dicembre 2013 – 30 giugno 2014
Capitale sociale e riserve del Gruppo
milioni di euro
Patrimonio netto al 31 dicembre 2013
Capitale
sociale
442,2
Riserva
sovrapprezzo
azioni
Riserva
legale
88,4
Riserva cash
flow hedge
20,0
Altre riserve
-53,3
Acconto
sul
dividendo
Utile e perdite
accum.
728,5
1.341,9
-140,7
Utile netto del periodo
Altre componenti del conto
economico complessivo:
- Variazione fair value derivati cash
flow hedge
al netto dell'effetto fiscale
- Utili (perdite) attuariali su benefici ai
dipendenti
al netto dell'effetto fiscale
Patrimonio
netto
Gruppo
Utile netto del
periodo
513,6
2.940,6
274,0
274,0
13,2
13,2
-6,7
-6,7
Totale altre componenti del conto
economico complessivo
-
-
-
13,2
-6,7
-
-
-
6,5
Utile netto complessivo
-
-
-
13,2
-6,7
-
-
274,0
280,5
111,6
140,7
-252,3
-
-261,3
-261,3
Operazioni con gli azionisti:
- Destinazione risultato 2013
- Utili portati a nuovo
- Dividendi
Totale operazioni con gli azionisti
Patrimonio netto al 30 giugno 2014
-
-
-
-
-
111,6
140,7
-513,6
-261,3
442,2
88,4
20,0
-40,1
721,8
1.453,5
-
274,0
2.959,8
95
Rendiconto finanziario consolidato*
GRUPPO TERNA
RENDICONTO FINANZIARIO
milioni di euro
Utile netto dell'esercizio
I sem 2015
I sem 2014
309,9
274,0
235,7
222,7
Rettifiche per:
Ammortamenti, perdite di valore/(rivalutazioni) di attività materiali e immateriali non correnti**
Accantonamenti ai fondi (inclusi fondi del personale) e svalutazioni
10,3
20,3
(Plusvalenze)/Minusvalenze da alienazione attività materiali
(1,1)
(0,5)
(Proventi)/Oneri finanziari
65,4
68,3
Imposte sul reddito
150,0
179,1
Cash flow da attività operativa prima delle variazioni del CCN
770,2
763,9
Incremento/(decremento) fondi (inclusi fondi del personale e imposte)
(29,9)
(26,3)
(Incremento)/decremento di rimanenze
(Incremento)/decremento di crediti commerciali e altre attività correnti
Incremento/(decremento) di debiti commerciali e altre passività correnti
(4,7)
(10,0)
155,8
(146,1)
43,9
(123,8)
Incremento/(decremento) di altre passività non correnti
1,4
1,2
(Incremento)/decremento di altre attività non correnti
0,0
(1,1)
68,1
79,2
Interessi attivi e altri proventi finanziari incassati
Dividendi incassati
0,0
1,3
Interessi passivi e altri oneri finanziari pagati
(181,7)
(188,8)
Imposte pagate
(123,7)
(178,2)
699,4
171,3
(420,5)
(358,1)
-
(23,9)
Cash flow da attività operativa [a]
Investimenti in attività materiali non correnti al netto dei contributi incassati
Rilevazione immobili, impianti e macchinari da nuove acquisizioni
Ricavo dalla vendita di attività materiali e immateriali non correnti e altre movimentazioni
2,2
8,9
16,3
16,5
(11,8)
(21,4)
-
(0,1)
(0,2)
(4,8)
Cash flow da attività d'investimento [b]
(414,0)
(382,9)
Incremento/(decremento) dell'utile e delle perdite accumulate
0,2
(261,3)
(261,3)
292,9
530,4
31,8
269,1
Oneri finanziari capitalizzati
Investimenti in attività immateriali non correnti al netto dei contributi incassati
Rilevazione attività immateriali nuove acquisizioni
(Incremento)/decremento delle partecipazioni in società collegate
Dividendi pagati
Variazioni dei debiti finanziari a breve e a medio\lungo termine (compresa quota a breve)***
Variazioni degli impieghi finanziari a breve termine
Cash flow da attività di finanziamento [c]
Incremento/(decremento) cassa ed equivalenti di cassa [a+b+c]
317,2
57,5
Cassa ed equivalenti di cassa all'inizio del periodo
1.217,3
1.617,1
Cassa ed equivalenti di cassa alla fine del periodo
1.534,5
1.674,6
* Per il commento del Rendiconto finanziario consolidato, si rimanda allo specifico paragrafo delle note al bilancio “NOTE ESPLICATIVE
AL RENDICONTO FINANZIARIO".
** Al netto dei contributi in conto impianti accreditati al Conto economico del periodo.
***Al netto dei derivati degli impatti dell’adeguamento al fair value.
Nota illustrativa
97
A. PRINCIPI CONTABILI E CRITERI DI VALUTAZIONE
Premessa
La società Terna S.p.A. ha sede in Italia, via Galbani 70, Roma. Il Bilancio consolidato semestrale abbreviato
della Società per il primo semestre 2015 comprende i bilanci della Società e delle sue controllate (“il Gruppo”) e la
quota di partecipazione del Gruppo in società collegate e a controllo congiunto. L’elenco delle società controllate
incluse nell’area di consolidamento è riportato nel seguito.
Il presente Bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2015 è stato autorizzato alla pubblicazione
dagli Amministratori in data 28 luglio 2015.
Il Bilancio consolidato per l’esercizio chiuso al 31 dicembre 2014 è disponibile su richiesta presso la sede della
società Terna S.p.A. in via Galbani 70, Roma o sul sito Internet www.terna.it.
Conformità agli IAS/IFRS e base di presentazione
Il Bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2015 è stato predisposto in conformità agli International
Financial Reporting Standards (IFRS), agli International Accounting Standards (IAS) e alle interpretazioni
dell’International Financial Reporting Interpretations Committee (IFRIC) e dello Standing Interpretations
Committee (SIC), omologati dalla Commissione europea (in seguito “IFRS-EU”) alla suddetta data e utilizzati nel
Bilancio consolidato per l’esercizio chiuso al 31 dicembre 2014.
In particolare, il Bilancio consolidato semestrale abbreviato del Gruppo del primo semestre 2015, predisposto in
conformità al principio contabile internazionale IAS 34, non comprende tutte le informazioni richieste dal bilancio
annuale e deve essere letto unitamente al Bilancio consolidato per l’esercizio chiuso al 31 dicembre 2014. Il
presente Bilancio consolidato semestrale abbreviato è, infatti, costituito da un’informativa sintetica di bilancio,
mentre i prospetti sono conformi a quelli che compongono il bilancio annuale.
Si precisa che, al fine di una migliore esposizione comparativa, alcuni saldi comparativi del Bilancio consolidato
semestrale abbreviato al 30 giugno 2014 sono stati riclassificati, senza peraltro modificare materialmente il
risultato del Conto economico al primo semestre 2014.
Uso di stime
La redazione del Bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2015 richiede, da parte della direzione,
l’effettuazione di stime e assunzioni che hanno effetto sui valori delle attività e delle passività di bilancio e
sull’informativa relativa, nonché sulle attività e passività potenziali alla data di riferimento. Le stime e le relative
ipotesi si basano sulle esperienze pregresse e su altri fattori considerati ragionevoli nella fattispecie e sono state
adottate per stimare il valore contabile delle attività e delle passività il cui valore non è facilmente desumibile da
fonti oggettive. I risultati che si consuntiveranno potrebbero differire da tali stime.
Si segnala, inoltre, che taluni processi valutativi, in particolare quelli più complessi quali la determinazione di
eventuali perdite di valore di attività non correnti, sono generalmente effettuati in modo completo solo in sede di
redazione del bilancio annuale, allorquando sono disponibili tutte le informazioni necessarie, salvo i casi in cui vi
siano indicatori di impairment che richiedano un’immediata valutazione di eventuali perdite di valore.
Analogamente, le valutazioni attuariali necessarie per la determinazione dei Fondi per benefici ai dipendenti
vengono normalmente elaborate in occasione della predisposizione del bilancio annuale.
Le stime e le assunzioni sono riviste periodicamente e gli effetti delle eventuali variazioni sono riflessi a Conto
economico qualora le stesse interessino solo quel periodo. Nel caso in cui la revisione interessi sia il periodo di
riferimento in cui viene rivista la stima sia quelli futuri, la variazione è rilevata a partire dal periodo contabile in cui
la revisione viene effettuata e in quelli futuri.
Area di consolidamento
Società controllate
L’elenco delle società incluse nell’area di consolidamento è riportato di seguito:
Denominazione
Sede legale
Valuta
Capitale
sociale
% di
partecipazione
Metodo di
consolidamento
CONTROLLATE DIRETTAMENTE DA TERNA S.P.A.
Terna Rete Italia S.p.A.
Roma
Euro
120.000
100%
Integrale
Attività: progettazione, realizzazione, gestione, sviluppo, esercizio e manutenzione di linee e di strutture a rete e di
altre infrastrutture connesse a tali reti, di impianti e apparecchiature funzionali alle predette attività nei settori
della trasmissione e del dispacciamento dell'energia elettrica e in settori analoghi, affini o connessi.
Terna Rete Italia S.r.l.
Roma
Euro
243.577.554
100%
Integrale
Attività: progettazione, realizzazione, gestione, sviluppo, esercizio e manutenzione di linee elettriche ad Alta
Tensione.
Terna Storage S.r.l.
Roma
Euro
10.000
100%
Integrale
Attività: progettazione, realizzazione, gestione, sviluppo e manutenzione di sistemi di accumulo diffuso di energia (ivi
incluse batterie), di sistemi di pompaggio e/o di stoccaggio, nonché di impianti, apparecchiature e
infrastrutture anche a rete.
Terna Crna Gora d.o.o.
Podgorica
Euro
36.000.000
100%
Integrale
Attività: autorizzazione, realizzazione e gestione delle infrastrutture di trasmissione costituenti l’interconnessione
elettrica Italia-Montenegro in territorio montenegrino.
Terna Plus S.r.l.
Roma
Euro
16.050.000
100%
Integrale
Attività: progettazione, realizzazione, gestione, sviluppo, esercizio e manutenzione di impianti, apparecchiature e
infrastrutture a rete e di sistemi, ivi inclusi di accumulo diffuso di energia.
Terna Interconnector S.r.l.
Roma
Euro
10.000
95%*
Integrale
Attività: progettazione, realizzazione, gestione, sviluppo, esercizio e manutenzione, anche per conto terzi, di linee e
di strutture a rete e di altre infrastrutture connesse, di impianti e apparecchiature funzionali alle predette
attività nel settore della trasmissione di energia elettrica o in settori analoghi, affini o connessi.
Monita Interconnector S.r.l.
Roma
Euro
10.000
95%*
Integrale
Attività: progettazione, realizzazione, gestione, sviluppo, esercizio e manutenzione, anche per conto terzi, di linee e
di strutture a rete e di altre infrastrutture connesse, di impianti e apparecchiature funzionali alle predette
attività nel settore della trasmissione di energia elettrica o in settori analoghi, affini o connessi.
CONTROLLATE TRAMITE TERNA PLUS S.r.l.
Tamini Trasformatori S.r.l.
Melegnano (MI)
Euro
3.000.000
100%
Integrale
Attività: costruzione, riparazione e commercio di macchine elettriche.
Terna Chile S.p.A.
Santiago del Cile (RCH)
Pesos Cileni
1.000.000
100%
Integrale
Attività: progettare, costruire, amministrare, sviluppare, esercire e manutenere qualsiasi tipo di strutture, impianti,
attrezzature e infrastrutture elettriche, incluse quelle di interconnessione; produrre tutti i tipi di prodotti e
servizi, costruzioni, opere elettriche e di ingegneria civile; occuparsi di ricerca, consulenza e assistenza
sulle questioni relative al core business; condurre qualsiasi altra attività che possa migliorare l'utilizzo e lo
sviluppo di impianti, risorse e competenze.
CONTROLLATE TRAMITE TAMINI TRASFORMATORI S.r.l.
V.T.D. Trasformatori S.r.l.
Valdagno (VI)
Euro
774.000
100%
Integrale
Attività: produzione, riparazione e commercio in ogni forma consentita dalle leggi vigenti di macchine e strumenti
elettrici ed elettromeccanici.
Tamini Transformers USA
LLC
Oakbrook (Chicago - Illinois)
USD
37.770
100%
Integrale
Attività: commercializzazione di trasformatori elettrici industriali e di potenza.
CONTROLLATE TRAMITE TERNA INTERCONNECTOR Srl
Piemonte Savoia S.r.l.
Roma
Euro
10.000
100%
Integrale
Attività: progettazione, realizzazione, gestione, sviluppo, esercizio e manutenzione, anche per conto terzi, di linee e
di strutture a rete e di altre infrastrutture connesse, di impianti e apparecchiature funzionali alle predette
attività nel settore della trasmissione di energia elettrica o in settori analoghi, affini o connessi.
* 5% detenuto da Terna Rete Italia S.p.A.
99
Rispetto al 31 dicembre 2014, la variazione del perimetro di consolidamento si riferisce:
•
alla costituzione, in data 27 marzo 2015, della società Piemonte Savoia S.r.l., con un capitale sociale pari a
10.000 euro. La nuova società avvierà, per conto degli assegnatari dell’Interconnector Italia-Francia e sulla
base di specifici mandati, la procedura, ai sensi del D.M. 21 ottobre 2005, per l’ottenimento di un decreto di
esenzione dal diritto di accesso dei terzi alla capacità di trasporto che l’infrastruttura renderà disponibile,
per una capacità pari a 350 MW;
•
alla costituzione, in data 13 aprile 2015, della società Monita Interconnector, con capitale sociale di 10.000
euro, sottoscritto per il 95% da Terna S.p.A. e per la restante quota da Terna Rete Italia S.p.A.. La nuova
società opererà in particolare nell’ambito dello sviluppo e della realizzazione del Progetto “Interconnector
Italia-Montenegro”;
•
alla costituzione, in data 4 giugno 2015, della società Terna Chile S.p.A.. La società è stata costituita da
Terna Plus S.r.l., con un capitale sociale pari a un milione di pesos cileni da versarsi entro il 31 dicembre
2015. La società ha come oggetto principale lo svolgimento di
attività di progettazione, costruzione,
amministrazione, sviluppo, esercizio e manutenzione di strutture, impianti, attrezzature e infrastrutture
elettriche, incluse quelle di interconnessione;
•
all’incorporazione, con efficacia al 1° gennaio 2015, di Verbano Trasformatori S.r.l. nella controllante
Tamini Trasformatori S.r.l..
Società collegate
Metodo di
Denominazione
Sede legale
Valuta
Capitale sociale
% di partecipazione
consolidamento
Milano
Euro
8.550.000
42,698%
Equity Method
22,485%
Equity Method
SOCIETÀ COLLEGATE
CESI S.p.A.
Attività: ricerca sperimentale inerente l'elettrotecnica.
CORESO S.A.
CGES A.D.
Bruxelles (Belgio)
Euro
1.000.000
Attività: centro tecnico di proprietà di diversi operatori di trasmissione di energia elettrica, che svolge attività di
coordinamento tecnico congiunto dei TSO, per il miglioramento e il potenziamento della sicurezza e il
coordinamento del sistema elettrico nell’Europa centro-occidentale. Elabora previsioni giornaliere e analisi in
tempo reale dei flussi di energia nella regione, individuando possibili criticità e informando tempestivamente i
TSO coinvolti.
Podgorica
Euro
155.108.283
22,0889%
Equity method
Attività: operatore della trasmissione e del dispacciamento dell’energia elettrica in Montenegro.
SOCIETÀ SOTTOPOSTA A CONTROLLO CONGIUNTO
ELMED Etudes Sarl
Tunisi
Dinaro
Tunisino
2.700.000
50%
Equity method
Attività: studio e consulenza preliminari inerenti la preparazione dei documenti della gara di appalto del governo
tunisino per la costruzione e la gestione del polo di produzione di energia elettrica in Tunisia, funzionale al
progetto per l’interconnessione tra l’Italia e la Tunisia stessa.
Il numero delle società collegate e le relative quote di partecipazione non hanno subito modifiche rispetto al 31
dicembre 2014.
Società a controllo congiunto
Il numero delle società a controllo congiunto e le relative quote di partecipazione non hanno subito modifiche
rispetto al 31 dicembre 2014. L’unica società a controllo congiunto è Elmed Etudes Sarl, in cui la Capogruppo
detiene una partecipazione pari al 50% del capitale sociale.
100
Nuovi principi contabili
Principi contabili internazionali entrati in vigore a partire dal 1° gennaio 2015
A partire dal 1° gennaio 2015, sono entrati in vigore i seguenti principi contabili internazionali e le loro
interpretazioni, la cui applicazione non ha avuto impatto sul Bilancio consolidato del Gruppo:
Interpretazione IFRIC 21 - Levies
In data 14 giugno 2014, è stata omologata dalla Commissione europea l’interpretazione lFRIC 21 – Levies, che
chiarisce quando accantonare una passività in caso di un tributo imposto dal governo, con esclusione delle
imposte sui redditi.
Improvement to IFRSs (2011-2013 Cycle)
In data 18 dicembre 2014, la Commissione europea ha omologato l’annuale Improvement relativo al ciclo 20112013, che recepisce modifiche minori ai principi IFRS 3, IFRS 13 e IAS 40.
101
B. INFORMAZIONI SUL CONTO ECONOMICO CONSOLIDATO
RICAVI
1. RICAVI DELLE VENDITE E PRESTAZIONI – euro 969,2 milioni
Nella tabella seguente è riportato il dettaglio della voce “Ricavi delle vendite e prestazioni” dei primi sei mesi degli
esercizi 2015 e 2014:
euro milioni
I sem 2015
I sem 2014
Variazioni
839,3
816,6
22,7
69,7
69,9
(0,2)
-
5,7
(5,7)
60,2
30,1
30,1
969,2
922,3
46,9
Corrispettivo CTR utilizzo rete
Altri ricavi energia
Premi/penalità qualità del servizio
Altre vendite e prestazioni
Totale
Corrispettivo utilizzo rete
Il corrispettivo utilizzo rete è riferibile alla remunerazione di competenza della Capogruppo per l’utilizzo della Rete
di Trasmissione Nazionale – RTN (euro 747,5 milioni) e include, altresì, la remunerazione della quota di RTN di
proprietà della controllata Terna Rete Italia S.r.l. (euro 91,8 milioni).
L’incremento della voce per euro 22,7 milioni riflette l’aggiornamento tariffario per l’anno 2015, ridotto della
mancata integrazione dei ricavi per l’impatto sul meccanismo di neutralizzazione dell’effetto volume (ex
Deliberazione AEEGSI 188/08) dell’adeguamento del valore dell’energia di riferimento stabilito dall’Autorità per
l’anno 2015.
Altri ricavi energia
Gli altri ricavi energia includono il corrispettivo riconosciuto alla Capogruppo dagli operatori elettrici per il servizio
di dispacciamento (componente DIS, euro 62 milioni) e i ricavi da costruzione e sviluppo delle infrastrutture del
dispacciamento iscritti a fronte dell’applicazione dell’IFRIC 12 (euro 7,7 milioni).
Il lieve decremento della voce per euro 0,2 milioni riflette la riduzione dei sopra citati ricavi ex IFRIC 12 derivanti
dalle attività di investimento nelle infrastrutture del dispacciamento (euro -4,7 milioni) al netto dell’incremento del
corrispettivo DIS (euro +4,5 milioni), che tiene conto dell’aggiornamento tariffario per l’esercizio 2015.
Altre partite energia – ricavi/costi passanti
La voce in esame rileva le partite economiche di ricavo e di costo di natura “passante” per il Gruppo (il cui saldo
risulta pertanto pari a zero) di competenza esclusiva della Capogruppo, che si originano dalle transazioni di
acquisto e vendita di energia, perfezionate quotidianamente con gli operatori del mercato elettrico per svolgere le
funzioni di dispacciamento. In particolare, vengono acquisite le misure di ciascun punto di immissione e di
prelievo e vengono calcolate le differenze rispetto ai programmi definiti in esito ai mercati dell’energia. Tali
differenze, dette sbilanciamenti, vengono valorizzate in accordo agli algoritmi definiti dal quadro regolatorio.
L’onere netto risultante dalla valorizzazione degli sbilanciamenti e delle transazioni in acquisto e in vendita
eseguite da Terna sul MSD viene addebitato pro quota a ciascun consumatore tramite un apposito corrispettivo,
detto uplift.
102
Le altre partite energia comprendono, altresì, la quota di remunerazione che la Capogruppo riconosce agli altri
proprietari della rete.
Di seguito un maggiore dettaglio delle componenti di tali operazioni.
euro milioni
Ricavi perimetro Borsa
Ricavi fuori perimetro Borsa
I sem 2015
I sem 2014
1.603,1
Variazioni
2.042,6
(439,5)
779,7
895,6
(115,9)
Totale ricavi energia passanti
2.382,8
2.938,2
(555,4)
Costi perimetro Borsa
1.603,1
2.042,6
(439,5)
779,7
895,6
(115,9)
2.382,8
2.938,2
(555,4)
Costi fuori perimetro Borsa
Totale costi energia passanti
Premi/penalità qualità del servizio
La voce non risulta valorizzata nel primo semestre 2015. Il periodo a confronto accoglieva l’integrazione del
premio per la qualità del servizio di trasmissione (ENSR) per l’esercizio 2012, rilevato sulla base di quanto
stabilito dalla Delibera 118/2014 (euro +5,7 milioni).
Altre vendite e prestazioni
La voce “Altre vendite e prestazioni” ammonta a euro 60,2 milioni e accoglie in massima parte ricavi derivanti da
attività specialistiche rese a terzi, prevalentemente riferibili a servizi e commesse di ingegneria impiantistica, e da
attività di esercizio e manutenzione di impianti in Alta e Altissima Tensione e, con l’acquisizione del Gruppo
Tamini nel 2014, anche i ricavi da avanzamento e realizzazione di commesse di trasformatori di potenza (euro
45,9 milioni).
Il significativo incremento dei ricavi delle altre vendite e prestazioni (euro +30,1 milioni) è riconducibile al
consolidamento dei risultati del Gruppo Tamini per l’intero semestre, rispetto all’apporto di circa un mese del
corrispondente periodo del 2014 (euro +30,1 milioni).
2. ALTRI RICAVI E PROVENTI – euro 32,8 milioni
Nella tabella seguente è riportato il dettaglio della voce “Altri ricavi e proventi” dei primi sei mesi degli esercizi
2015 e 2014:
11,0
I sem 2014
11,7
Contributi diversi
7,3
12,4
Rimborsi per danni
8,4
0,7
7,7
Sopravvenienze attive
3,4
1,5
1,9
Plusvalenze da alienazioni parti d'impianto
1,2
0,8
0,4
Vendite a terzi
0,8
0,3
0,5
Ricavi di altra natura
0,7
0,2
0,5
32,8
27,6
5,2
euro milioni
I sem 2015
Affitti attivi
Totale
Variazioni
(0,7)
(5,1)
Gli “Altri ricavi e proventi”, pari a euro 32,8 milioni, sono riferiti principalmente alla Capogruppo per euro 24,3
milioni e al Gruppo Tamini per euro 6 milioni.
103
L’incremento della voce per euro 5,2 milioni è essenzialmente riconducibile ai ricavi derivanti da:
•
rilevazione di un rimborso assicurativo a copertura del costo di ricostruzione di un trasformatore che aveva
subito un sinistro nel 2014 (pari a euro 8,0 milioni);
•
sopravvenienze attive (euro +1,9 milioni) riferite essenzialmente a un contratto attivo per l’housing della fibra
ottica.
La variazione riflette, altresì, i minori ricavi da attività relative a commesse per varianti sulla RTN (euro -5,1
milioni; il primo semestre 2014 risentiva delle maggiori attività legate all’Expo).
COSTI OPERATIVI
3. MATERIE PRIME E MATERIALI DI CONSUMO UTILIZZATI – euro 32,7 milioni
La voce (pari a euro 32,7 milioni) esprime il valore dei consumi di apparecchiature e materiali vari utilizzati per le
ordinarie attività di esercizio e manutenzione degli impianti, nonché i consumi di materiali per la realizzazione
delle commesse del Gruppo Tamini.
L’incremento della voce rispetto al dato dell’analogo periodo dell’esercizio precedente (euro +17,4 milioni) è
principalmente riferito ai costi del Gruppo Tamini, tenuto conto che lo stesso ha partecipato all’apporto al
consolidato per circa un mese nel primo semestre 2014.
4. SERVIZI – euro 70,5 milioni
Nella tabella seguente è riportato il dettaglio della voce “Servizi” dei primi sei mesi degli esercizi 2015 e 2014:
euro milioni
I sem 2015
I sem 2014
Variazioni
Appalti su impianti
12,3
13,8
Manutenzioni e servizi vari
35,7
26,7
(1,5)
9,0
Assicurazioni
3,9
4,1
(0,2)
(0,2)
Teletrasmissione e telefonia
6,2
6,4
Servizi informatici
6,7
9,8
(3,1)
Godimento beni di terzi
5,7
5,8
(0,1)
70,5
66,6
3,9
Totale
I costi per servizi, complessivamente pari a euro 70,5 milioni, sono attribuibili essenzialmente alla Capogruppo
per euro 25,0 milioni, alla controllata Terna Rete Italia S.p.A. per euro 30,8 milioni e al Gruppo Tamini per euro
11,4 milioni (questi ultimi inclusi nella voce “Manutenzione e servizi vari”).
L’incremento della voce per euro 3,9 milioni è riconducibile essenzialmente all’effetto dei maggiori costi per
servizi e prestazioni riferiti al Gruppo Tamini (euro +9,7 milioni rispetto al dato 2014 relativo al periodo 20 maggio
– 30 giugno), al netto della riduzione derivante da:
• costi per attività di investimento nelle infrastrutture del dispacciamento (ex IFRIC 12 - euro -3,7 milioni);
• costi per appalti e servizi vari legati alla manutenzione degli impianti (euro -2,1 milioni).
Si precisa che i costi relativi agli emolumenti di competenza riferiti al Collegio Sindacale ammontano a euro 0,2
milioni.
104
5. COSTO DEL PERSONALE – euro 114,3 milioni
Nella tabella seguente è riportato il dettaglio della voce “Costo del personale” dei primi sei mesi degli esercizi
2015 e 2014:
I sem 2015
euro milioni
Salari, stipendi e altri benefici a breve termine
I sem 2014
139,8
0,8
Compensi agli amministratori
Variazioni
132,9
1,2
6,9
-0,4
0,3
9,0
8,7
Costo del personale lordo
149,6
142,8
6,8
Costo del personale per lavori interni capitalizzato
-35,3
-35,7
0,4
Totale
114,3
107,1
7,2
TFR, sconto energia e altri benefici dovuti ai dipendenti
La voce, pari a euro 114,3 milioni, registra un incremento di euro 7,2 milioni rispetto al corrispondente periodo
dell’esercizio precedente, interamente riconducibile al costo del personale del Gruppo Tamini (euro 7,3 milioni al
netto delle relative capitalizzazioni per euro +0,8 milioni).
Si riporta nel prospetto seguente la consistenza media dei dipendenti del Gruppo per categoria di appartenenza
del primo semestre 2015 e 2014:
Consistenza media
I sem 2015
Dirigenti
Quadri
I sem 2014
72
Variazione
65
7
550
528
22
Impiegati
2.001
1.931
70
Operai
1.157
1.013
144
Totale
3.780
3.537
243
Nei primi sei mesi dell’esercizio, la variazione netta della consistenza media dei dipendenti del Gruppo – come
sopra descritta – è pari a +243 unità rispetto al corrispondente periodo del 2014 per la diversa incidenza dei
dipendenti del Gruppo Tamini nei due semestri a confronto.
6. AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI – euro 243 milioni
Gli ammortamenti e le svalutazioni per i primi sei mesi 2015 e 2014 sono di seguito dettagliati:
euro milioni
I sem 2015
I sem 2014
Variazioni
Ammortamenti attività immateriali
27,9
28,9
(1,0)
- di cui diritti dell'infrastruttura
17,2
18,1
Ammortamenti immobili, impianti e macchinari
215,1
198,0
(0,9)
17,1
Svalutazioni immobili, impianti e macchinari
Totale
-
8,2
243,0
235,1
(8,2)
7,9
La voce, pari a euro 243 milioni, registra un incremento rispetto al primo semestre 2014 (euro 7,9 milioni, di cui
euro 6,1 milioni riferibili alla Capogruppo), attribuibile in massima parte agli immobili, impianti e macchinari per la
rilevazione di maggiori ammortamenti (euro +17,1 milioni, essenzialmente per l’entrata in esercizio di nuovi
105
impianti), al netto del valore delle svalutazioni rilevate nel primo semestre 2014 (euro 8,2 milioni in seguito a un
incidente occorso a un trasformatore nell’esercizio precedente).
7. ALTRI COSTI OPERATIVI – euro 17,9 milioni
Nella tabella seguente è riportato il dettaglio della voce “Altri costi operativi” dei primi sei mesi degli esercizi 2015
e 2014:
euro milioni
Accantonamenti fondi vertenze e contenziosi
I sem 2015
1,4
3,3
I sem 2014
-
Variazioni
1,4
3,3
5,2
Oneri qualità del servizio elettrico
Imposte, tasse e tributi locali
8,0
(1,9)
4,7
Sopravvenienze passive
1,3
1,1
0,2
Minusvalenze alienazioni/dismiss. impianti
0,0
0,3
(0,3)
Altri costi operativi
3,9
4,2
17,9
8,4
(0,3)
9,5
Totale
La voce, pari a euro 17,9 milioni, registra un incremento di euro 9,5 milioni, principalmente attribuibile ai maggiori
oneri inerenti la qualità del servizio elettrico per gli eventi di disalimentazione occorsi nel semestre (euro 5,2
milioni) e all’accantonamento per IMU 2015 (euro +3 milioni).
106
PROVENTI E ONERI FINANZIARI
8. PROVENTI/(ONERI) FINANZIARI NETTI – euro (64,9) milioni
Nella tabella seguente è riportato il dettaglio della voce dei primi sei mesi degli esercizi 2015 e 2014:
I sem 2015
euro milioni
I sem 2014
Variazioni
Proventi finanziari
Interessi attivi e altri proventi finanziari
5,6
Differenze positive di cambio
Totale proventi
13,6
(8,0)
0,5
-
0,5
6,1
13,6
(7,5)
(2,7)
(3,2)
0,5
Oneri finanziari
Oneri finanziari da controllante
Interessi passivi su finanziamenti m/l termine e relative coperture
(83,4)
(92,1)
8,7
Adeguamento debito (P.O.) e relative coperture
(0,1)
(1,6)
1,5
Attualizzazione TFR e altri fondi
(1,1)
(1,6)
0,5
Oneri finanziari capitalizzati
16,3
16,6
(0,3)
Impairment di partecipazioni
Totale oneri
Totale
-
(0,8)
0,8
(71,0)
(82,7)
11,7
(64,9)
(69,1)
4,2
La gestione finanziaria del periodo rileva oneri finanziari netti pari a euro 64,9 milioni, riferibili per euro 71,0 milioni
a oneri finanziari e per euro 6,1 milioni a proventi finanziari. La variazione in diminuzione rispetto allo stesso
periodo dell’esercizio precedente, pari a euro 4,2 milioni, è attribuibile principalmente ai seguenti fattori:
• minori proventi finanziari (euro -8,0 milioni), imputabili essenzialmente all’effetto congiunto di:
- maggiore liquidità investita (euro 10,4 milioni);
- generale decremento dei tassi di mercato cui è stata investita la liquidità (euro -17,2 milioni);
- rilevazione di minori proventi netti per uplift (euro -1,2 milioni);
• adeguamento al cambio (euro 0,5 milioni) del fondo per probabili oneri inerenti obbligazioni fiscali legate
all’operazione di cessione del pacchetto azionario delle controllate brasiliane;
• effetti economici netti positivi derivanti dall’adeguamento al fair value dei prestiti obbligazionari e delle relative
coperture (euro 1,5 milioni);
• decremento degli oneri finanziari inerenti l’indebitamento a medio e lungo termine e relative coperture (euro
+8,7 milioni), imputabile essenzialmente al decremento dei tassi di interesse e al valore negativo del tasso di
inflazione del periodo;
• minori oneri finanziari derivanti dall’attualizzazione dei benefici dovuti ai dipendenti e dei fondi rischi e oneri
(euro +0,5 milioni);
• minori oneri finanziari capitalizzati (euro -0,3 milioni).
107
9. QUOTA DEI PROVENTI/(ONERI) DERIVANTI DALLE PARTECIPAZIONI VALUTATE CON IL
METODO DEL PATRIMONIO NETTO – euro 1,2 milioni
La voce, pari a euro 1,2 milioni, accoglie essenzialmente gli effetti economici derivanti dall’adeguamento alla
quota di patrimonio netto al 30 giugno 2015 delle partecipazioni nelle società collegate del Gruppo (CESI S.p.A.,
CrnoGorski Elektroprenosni Sistem AD – CGES e CORESO).
10. IMPOSTE DEL PERIODO – euro 150 milioni
Le imposte sul reddito a carico del periodo sono pari a euro 150 milioni, in riduzione rispetto al primo semestre
2014 (euro -29,1 milioni), essenzialmente per effetto riduzione dell’aliquota IRES al 27,5% dal 2015, a seguito
della dichiarazione di illegittimità costituzionale della maggiorazione introdotta dal D. L. n. 112/2008 (c.d. Robin
Hood Tax)26, nonché della deducibilità del costo del personale a tempo indeterminato ai fini IRAP introdotta dalla
Legge di Stabilità 2015 a partire dall’anno in corso.
Il tax rate del periodo si riduce passando dal 40% dei primi sei mesi del 2014 al 33% del corrispondente periodo
del 2015.
Di seguito si rappresenta il dettaglio delle imposte rilevate nel periodo:
euro milioni
I sem 2015
I sem 2014
Variazioni
Imposte del periodo
Imposte correnti:
- IRES
137,8
167,0
- IRAP
28,2
30,9
(2,7)
166,0
197,9
(31,9)
Totale imposte correnti
(29,2)
Differenze temporanee
- anticipate
9,3
11,1
(1,8)
(19,0)
(22,8)
3,8
Totale imposte differite (attive e passive)
(9,7)
(11,7)
2,0
Rettifiche anni precedenti
(6,3)
(7,1)
0,8
150,0
179,1
(29,1)
- differite
Totale
Imposte correnti
Le imposte correnti (pari a euro 166 milioni) rilevano un decremento di euro 31,9 milioni rispetto al saldo del
primo semestre 2014, per effetto delle sopradescritte riduzioni dell’aliquota IRES e altresì della deducibilità ai fini
IRAP del costo del personale con contratto a tempo indeterminato.
26
Il giorno 11 febbraio 2015, la Corte Costituzionale ha pubblicato la sentenza 10/2015, con la quale ha dichiarato l’illegittimità costituzionale
della c.d. Robin Hood Tax. Poiché, a giudizio della Corte, “l’applicazione retroattiva della presente declaratoria di illegittimità determinerebbe
una grave violazione dell’equilibrio di bilancio” di Stato sancito dall’art. 81 della Costituzione, “l’illegittimità costituzionale ha effetti a decorrere
dal giorno successivo alla pubblicazione della presente sentenza”.
108
Imposte differite attive e passive
Le imposte differite attive e passive, pari a euro -9,7 milioni, registrano una variazione pari a euro +2 milioni,
riconducibile essenzialmente al minor utilizzo del Fondo imposte differite degli accantonamenti pregressi calcolati
sugli ammortamenti aggiuntivi rispetto alle quote fiscalmente rilevanti, nonché ai minori utilizzi netti delle imposte
anticipate relative principalmente alla movimentazione del Fondo rischi e oneri, così come commentato in
maniera dettagliata nell’ambito delle note 25. “Fondi per rischi e oneri” e 26 “Passività per imposte differite” della
presente Nota illustrativa.
Rettifiche imposte anni precedenti
Le rettifiche delle imposte riferite ad anni precedenti, pari a euro -6,3 milioni, si riferiscono alle sopravvenienze
derivanti dalla liquidazione effettiva delle imposte in sede di dichiarazione dei redditi; la voce risulta
sostanzialmente in linea rispetto al dato del primo semestre 2014.
11. UTILE PER AZIONE
L’ammontare dell’utile base per azione, corrispondente all’utile diluito per azione, è pari a euro 0,154 (numeratore
pari a euro 309,9 milioni e denominatore pari a 2.009.992,0 mila).
109
C. SETTORI OPERATIVI
In coerenza con il Piano Strategico 2015-2019, si riportano di seguito i settori operativi individuati nell’ambito del
Gruppo Terna:
•
Attività Regolate
•
Attività Non Regolate
Il settore Attività Regolate include le attività di sviluppo, esercizio e manutenzione della Rete di Trasmissione
Nazionale, oltre che l’attività di dispacciamento e le attività relative alla realizzazione dei Sistemi di Accumulo. Tali
attività sono rappresentate in un unico settore operativo, in quanto attività disciplinate dall’AEEGSI e con
caratteristiche simili in termini di modello di remunerazione e modalità di determinazione dei corrispettivi (tariffe).
Il settore operativo delle Attività Non Regolate accoglie, invece, i servizi specialistici resi a terzi prevalentemente
riferibili a servizi di ingegneria impiantistica, attività di esercizio e manutenzione di impianti in Alta e Altissima
Tensione, nonché housing di apparecchiature di telecomunicazione e servizi di manutenzione di reti in fibra
ottica. Tali attività sono svolte in un contesto di mercato libero e attraverso specifiche iniziative commerciali. Si
precisa che il settore operativo delle Attività Non Regolate include anche il risultato della gestione del Gruppo
Tamini, riferibile essenzialmente alla costruzione e commercializzazione di macchine elettriche, in particolare
trasformatori di potenza.
Si riportano di seguito i risultati dei settori operativi del Gruppo Terna del primo semestre 2015 e del primo
semestre 2014, in coerenza con le evidenze del Sistema di Controllo di Gestione di Gruppo, nonché la
riconciliazione con il risultato del Gruppo prima delle imposte.
I sem 2015
euro milioni
Totale ricavi Attività Regolate
I sem 2014
918,8
899,1
83,2
50,8**
1.002,0
949,9
EBITDA
766,6
752,5
di cui EBITDA Attività Regolate*
742,5
724,5
24,1
28
EBITDA margin
76,5%
79,2%
EBITDA margin Attività Regolate*
80,8%
80,6%
EBITDA margin Attività Non Regolate
29,0%
55,1%
EBITDA
766,6
752,5
Ammortamenti e svalutazioni
243,0
235,1
EBIT
523,6
(64,9)
517,4
(69,1)
Totale ricavi Attività Non Regolate
Totale ricavi
di cui EBITDA Attività Non Regolate
Riconciliazione risultato di settore con risultato ante imposte della Società
Proventi/(oneri) finanziari
Quota di proventi/(oneri) di partecipazioni valutate a equity
Risultato prima delle imposte
* EBITDA inclusivo dei costi indiretti.
**L’apporto del Gruppo Tamini è riferito al periodo dal 20 maggio (data di acquisizione) al 30 giugno 2014.
110
1,2
4,8
459,9
453,1
I ricavi del Gruppo a giugno 2015 ammontano a euro 1.002,0 milioni, registrando una crescita di euro 52,1 milioni
(+5,5%) rispetto al primo semestre 2014.
L’EBITDA (Margine Operativo Lordo) si attesta a euro 766,6 milioni, con un incremento di euro 14,1 milioni
(+1,9%) rispetto ai 752,5 milioni del primo semestre 2014.
L’aumento dell’EBITDA delle Attività Regolate, pari a euro 18 milioni, è principalmente dovuto ai maggiori ricavi
da corrispettivi CTR (in aumento di euro 22,7 milioni), per effetto degli investimenti 2013 al netto dell’integrazione
dei ricavi ex Delibera AEEGSI 188/08 e maggiore DIS (in aumento di euro 4,5 milioni), solo parzialmente
compensati dai maggiori costi relativi alla qualità del servizio (che rileva maggiori costi nel semestre 2015 per
oneri da mitigazione e compartecipazione e one-off positivi nel semestre 2014).
La diminuzione dell’EBITDA delle Attività Non Regolate, pari a euro 3,9 milioni, riflette la riduzione delle
commesse per varianti per terzi sulla RTN rispetto al primo semestre 2014 che includeva maggiori attività legate
all’Expo e alla TEEM.
L’EBITDA margin del Gruppo passa dal 79,2% del primo semestre 2014 al 76,5% del corrispondente periodo del
2015, in maggior parte per l’effetto dell’acquisizione del Gruppo Tamini.
Le informazioni patrimoniali periodicamente fornite all’Alta Direzione non fanno diretto riferimento alle singole
attività di settore, bensì alla valutazione e rappresentazione complessiva del capitale investito lordo; di seguito
viene data evidenza di tale indicatore al 30 giugno 2015 e al 31 dicembre 2014:
Italia
30.06.2015
euro milioni
31.12.2014
Immobilizzazioni nette
11.508,8
11.320,4
Capitale circolante netto (CCN)
(1.055,9)
(820,8)
Capitale investito lordo
10.452,9
10.499,6
79,4
79,2
Investimenti in società collegate e in società a controllo congiunto
111
D. INFORMAZIONI SUL PROSPETTO DELLA SITUAZIONE PATRIMONIALE-FINANZIARIA
CONSOLIDATA
ATTIVO
12. IMMOBILI, IMPIANTI E MACCHINARI – euro 10.982,9 milioni
Gli immobili, impianti e macchinari ammontano a euro 10.982,9 milioni (euro 10.778,6 milioni al 31 dicembre
2014). La consistenza e la movimentazione per singola categoria sono evidenziate nel prospetto di seguito
riportato:
euro milioni
Costo al 01.01.2015
Investimenti
Passaggi in esercizio
Disinvestimenti e
svalutazioni
Altri movimenti
Attrezz.
industr.
commerc.
Terreni
Fabbricati
Impianti e
macchinari
107,2
1.444,8
13.904,6
88,7
132,9
1.834,6
17.512,8
0,1
0,80
0,2
423,2
427,1
(223,6)
-
2,8
Altri beni
Immob. in corso
e acconti
11,6
23,7
188,3
-
(0,2)
(16,3)
-
(0,1)
-
-
(8,6)
-
2,0
Totale
(16,6)
-
-
(0,1)
1,0
(0,9)
-
-
121,6
1.468,3
14.068,0
90,5
132,1
2.036,2
17.916,7
-
(406,1)
(6.166,6)
(64,3)
(97,2)
-
(6.734,2)
-
(17,6)
(188,6)
(2,4)
(6,5)
-
(215,1)
0,2
15,2
-
0,1
-
15,5
-
-
-
(1,0)
1,0
-
-
-
(423,5)
(6.340,0)
(67,7)
(102,6)
-
(6.933,8)
Al 30 giugno 2015
121,6
1.044,8
7.728,0
22,8
29,5
2.036,2
10.982,9
Al 31 dicembre 2014
107,2
1.038,7
7.738,0
24,4
35,7
1.834,6
10.778,6
Riclassifiche
Costo al 30.06.2015
Amm.ti cumulati e
svalutazioni al
01.01.2015
Ammortamenti del
periodo
Disinvestimenti
Riclassifiche
Amm.ti cumulati e
svalutazioni al
30.06.2015
(6,6)
Valore contabile
La categoria “Impianti e macchinari” al 30 giugno 2015 include, in particolare, la rete di trasporto dell’energia e le
stazioni di trasformazione in Italia.
La voce “Immobili, impianti e macchinari” registra un incremento rispetto all’esercizio precedente, pari a euro
204,3 milioni, per effetto delle ordinarie movimentazioni intervenute nel periodo riferite a:
• investimenti per euro 427,1 milioni, dei quali euro 397,5 milioni riferiti alla capogruppo Terna, euro 21,5 milioni
alla controllata Terna Rete Italia S.r.l. ed euro 5,0 milioni alla controllata Piemonte Savoia S.r.l.;
• ammortamenti di competenza (euro -215,1 milioni) e altresì disinvestimenti, riclassifiche e altri movimenti
(euro -7,7 milioni).
112
Una sintesi della movimentazione di immobili, impianti e macchinari intervenuta nel corso dell’esercizio è riportata
di seguito:
euro milioni
Investimenti
- Linee di trasporto
277,4
- Stazioni di trasformazione
- Sistemi di accumulo
- Altro
129,4
6,1
14,2
Totale investimenti in immobili, impianti e macchinari
427,1
Ammortamenti
(215,1)
Disinvestimenti e altri movimenti
(7,7)
TOTALE
204,3
Con riferimento agli investimenti dell’esercizio nelle Attività Regolate (euro 416,8 milioni), si segnalano, in
particolare, quelli della Capogruppo, relativi principalmente a:
Interconnessione Italia-Montenegro (euro 69 milioni):
• collegamento in cavo: completata la posa e la protezione della prima pezzatura marina del primo polo, mentre
è in fase avanzata la produzione della seconda pezzatura; avviata, inoltre, la produzione del cavo del secondo
polo;
• stazioni di conversione: sono in corso le attività di realizzazione delle fondazioni e degli edifici prefabbricati
presso la stazione di Cepagatti, mentre nella stazione di Kotor è proseguita la sistemazione del sito;
Elettrodotto 380 kV Sorgente-Rizziconi (euro 30,7 milioni):
• elettrodotti/cavi:
-
Calabria: proseguono i lavori di scavo della galleria di Favazzina;
-
Sicilia: completata la realizzazione del tratto in cavo terrestre; proseguono le azioni legali per il
dissequestro del sostegno n. 40 nel Comune di Saponara (ME) dell’elettrodotto 380 kV VillafrancaSorgente, come commentato nell’ambito dei fatti di rilievo del primo semestre 2015, ai quali si rinvia;
• stazioni elettriche:
-
Calabria: in corso le attività sulle sbarre 380 kV della SE di Rizziconi;
-
Sicilia: a Villafranca completati e collaudati i blindati 380 e 150 kV e completato il montaggio dei
macchinari; nella Stazione elettrica di Sorgente in fase avanzata le attività sulle sbarre 380 kV.
Elettrodotto 380 kV Udine Ovest-Redipuglia (euro 29 milioni):
• elettrodotti: proseguono le attività di approvvigionamento e la realizzazione delle fondazioni, il montaggio dei
sostegni e le attività di tesatura;
• stazione elettrica: nella stazione di Udine Ovest completati i montaggi elettromeccanici, i servizi
ausiliari/generali e il Sistema di Protezione, Comando e Controllo.
113
Elettrodotto 380 kV Foggia-Villanova (euro 16,6 milioni):
• elettrodotti: proseguono le attività di approvvigionamento e la realizzazione delle fondazioni e avviato il
montaggio dei sostegni;
• stazioni elettriche: nella stazione di Villanova completati l'ampliamento della sezione 380 kV con l'entrata in
servizio di due ATR 380/120 kV e del secondo ATR 380/150 kV; proseguono le attività sulla sezione 120 kV
nella stazione di Gissi, ultimate le opere civili per l'ampliamento di due stalli della sezione 380 kV.
Interconnessione Italia-Francia (euro 15,9 milioni):
• relativamente al collegamento in cavo, avviate le attività conseguenti la fornitura e posa in opera.
Elettrodotto 380 kV Paternò-Pantano-Priolo (euro 13,5 milioni):
• elettrodotti/cavi: prosegue lo scavo e la posa del cavo di collegamento 380 kV tra la SE di Melilli e la SE di
Priolo;
• stazioni elettriche: completata e collaudata la realizzazione del blindato 380 kV presso la SE di Priolo.
Sistemi di Accumulo (euro 6,1 milioni):
• Progetti “Energy Intensive” (euro 3,9 milioni): proseguono le attività di realizzazione degli Impianti di Accumulo
nel sito di Scampitella;
• Progetti “Power Intensive” (euro 2,2 milioni): in corso le attività di collaudo nel sito di Ciminna e le attività di
realizzazione nel sito di Codrongianos.
La voce “Altro” include gli interventi di acquisto e/o ristrutturazione di sedi.
I principali interventi relativi alle Attività Non Regolate riguardano varianti per terzi e l’avvio delle attività
propedeutiche dell’interconnector sulla frontiera francese.
13. AVVIAMENTO – euro 190,2 milioni
L’avviamento, pari a euro 190,2 milioni, non rileva alcuna variazione rispetto al saldo dell’esercizio precedente.
114
14. ATTIVITÀ IMMATERIALI – euro 246,2 milioni
I movimenti del periodo delle attività immateriali sono di seguito esposti:
euro milioni
Saldo al 31.12.2014
Diritti
sull'infrastruttura
Concessioni
Altre attività
Immobilizzazioni in
corso e acconti
immateriali
Totale
119,0
84,1
31,3
27,9
262,3
Investimenti
-
-
0,1
11,7
11,8
Passaggi in esercizio
6,7
-
0,2
-6,9
Ammortamento
Riclassifiche
(17,2)
(2,8)
-
-
0,0
(7,9)
-
(27,9)
0,0
-
0,0
Saldo al 30.06.2015
108,5
81,3
23,7
32,7
Costo
382,8
135,9
180,0
32,7
731,4
(274,3)
(54,6)
(156,3)
-
(485,2)
108,5
81,3
23,7
32,7
246,2
Fondo ammortamento
Saldo al 30.06.2015
246,2
Le attività immateriali ammontano a euro 246,2 milioni (euro 262,3 milioni al 31 dicembre 2014); in particolare, la
voce rileva:
• le infrastrutture utilizzate per il servizio di dispacciamento realizzate in concessione e contabilizzate, secondo
quanto previsto dall’“IFRIC 12 – Accordi per servizi di concessione”, per un valore netto contabile al 30 giugno
2015 pari a euro 108,5 milioni per le infrastrutture entrate in esercizio ed euro 23,2 milioni per le infrastrutture
in costruzione incluse nella categoria “Immobilizzazioni in corso e acconti” (al 31 dicembre 2014, pari
rispettivamente a euro 119,0 milioni ed euro 22,2 milioni);
• la concessione delle attività di trasmissione e dispacciamento dell’energia elettrica nel territorio nazionale (pari
a un valore netto contabile di euro 81,3 milioni al 30 giugno 2015), di durata venticinquennale iscritta nel corso
del 2005, inizialmente al fair value e successivamente valutata al costo.
Le altre attività immateriali comprendono principalmente i software applicativi, prodotti internamente o acquisiti
nell’ambito della realizzazione di programmi di evoluzione e sviluppo dei sistemi. Gli investimenti a esse relativi
(euro 4,0 milioni) sono realizzati essenzialmente attraverso sviluppo interno.
Lo scostamento della voce rispetto all’esercizio precedente (euro -16,1 milioni) è attribuibile all’effetto combinato
delle ordinarie movimentazioni dell’esercizio, riferite principalmente agli ammortamenti (euro 27,9 milioni, di cui
euro 17,2 milioni relativi alle infrastrutture del dispacciamento ed euro 2,8 milioni relativi alla concessione), e agli
investimenti (euro 11,8 milioni) effettuati nel semestre.
Con riferimento agli investimenti del periodo in attività immateriali (euro 11,8 milioni, di cui in Attività Regolate
euro 11,7 milioni interamente riferiti alla Capogruppo), si segnalano, in particolare, quelli relativi allo sviluppo e
all’evoluzione di software applicativi per il Sistema di Telecontrollo del Dispacciamento (euro 3,3 milioni), per la
Borsa elettrica (euro 1,7 milioni) e per la difesa del Sistema Elettrico (euro 0,2 milioni), nonché per le applicazioni
software e le licenze d’uso generiche (euro 3,7 milioni).
115
15. PARTECIPAZIONI VALUTATE CON IL METODO DEL PATRIMONIO NETTO – euro 79,4 milioni
La voce in esame, pari a euro 79,4 milioni, si riferisce alle partecipazioni della Capogruppo nelle società CESI
S.p.A. (euro 40,5 milioni, rappresentativi di una partecipazione pari al 42,698%), CGES – CrnoGorski
Elektroprenosni Sistem AD (euro 38,4 milioni, rappresentativi di una partecipazione pari al 22,0889%) e
CORESO S.A. (euro 0,5 milioni, rappresentativi di una partecipazione pari al 22,485%).
16. ATTIVITÀ FINANZIARIE
Nella tabella seguente è riportata la composizione delle attività finanziarie iscritte nel Bilancio consolidato:
Valore contabile
euro milioni
Derivati FVH
30.06.2015
31.12.2014
Variazione
666,6
784,8
(118,2)
Commissioni RCF
1,8
2,0
(0,2)
Partecipazioni
0,3
0,3
-
668,7
787,1
(118,4)
66,1
60,4
5,7
Attività finanziarie non correnti
Attività differite su contratti derivati FVH
Altre attività finanziarie correnti
Attività finanziarie correnti
Totale
3,2
3,0
0,2
69,3
63,4
5,9
738,0
850,5
(112,5)
La voce “Attività finanziarie non correnti”, pari a euro 668,7 milioni, accoglie al 30 giugno 2015 la valorizzazione
dei derivati di fair value hedge di copertura dei prestiti obbligazionari, i costi iniziali legati alla revolving credit
facility da euro 750 milioni stipulata a dicembre 2014 e non ancora utilizzata e il valore delle altre partecipazioni
della Capogruppo.
La diminuzione del fair value dei derivati (euro -118,2 milioni) rispetto al 31 dicembre 2014 è imputabile
prevalentemente all’aumento della curva dei tassi di interesse di riferimento a medio-lungo termine a fine giugno
2015.
Il decremento del fair value dei derivati attribuibile ai tassi di interesse è compensato dal decremento della
componente di fair value dei prestiti obbligazionari rilevato nelle passività finanziarie.
Il valore delle “Altre partecipazioni”, pari a euro 0,3 milioni, non evidenzia variazioni rispetto al 31 dicembre 2014
e si riferisce alla quota di proprietà pari all’8,3% del capitale sociale di CASC CWE S.A., acquisita nel corso del
mese di novembre 2010 .
La voce “Attività finanziarie correnti” mostra un saldo di euro 69,3 milioni (euro 63,4 milioni al 31 dicembre 2014)
e rileva un incremento rispetto all’esercizio precedente pari a euro 5,9 milioni, imputabile essenzialmente
all’ammontare dei proventi finanziari netti maturati sui relativi strumenti finanziari, ma non ancora liquidati (euro
+5,7 milioni).
116
17. ALTRE ATTIVITÀ
Il dettaglio della voce “Altre attività” è illustrato di seguito:
euro milioni
30.06.2015
31.12.2014
Variazione
Crediti verso altri:
- prestiti e anticipazioni ai dipendenti
8,8
8,8
-
- depositi presso terzi
1,0
1,0
-
9,8
9,8
-
16,9
21,6
(4,7)
Altre attività non correnti
Altri crediti tributari
Crediti verso altri:
- crediti verso società collegate
1,1
-
1,1
- anticipi a dipendenti
0,1
0,2
(0,1)
33,7
24,2
9,5
51,8
46,0
5,8
- altri
Altre attività correnti
Le “Altre attività non correnti” (euro 9,8 milioni), la cui composizione è riportata nel precedente prospetto, rilevano
un saldo in linea con i valori dell’esercizio precedente e fanno riferimento, in particolare, a prestiti e anticipazioni
erogate ai dipendenti dalla Capogruppo e dalle controllate Terna Rete Italia S.p.A., Terna Plus e Terna Storage
(euro 8,8 milioni).
La voce “Altre attività correnti”, pari a euro 51,8 milioni, la cui composizione è riportata nel precedente prospetto,
rileva un incremento (euro 5,8 milioni) rispetto al saldo al 31 dicembre 2014 imputabile:
• agli altri crediti tributari (euro -4,7 milioni), sostanzialmente riferibili al minor credito per le ritenute d’acconto
sugli interessi attivi maturati sulle attività finanziarie della Capogruppo (euro -5,0 milioni) e al maggior credito
IVA verso l’erario (euro 0,2 milioni);
• al credito per dividendi da incassare dalla società collegata CESI (euro 1,1 milioni);
• ai crediti verso altri (euro +9,5 milioni), riferibili principalmente alla rilevazione del credito per il rimborso
assicurativo spettante in seguito alla definizione di un sinistro occorso a un trasformatore nell’esercizio
precedente (euro 8,0 milioni).
18. RIMANENZE – euro 26,3 milioni
Le rimanenze di magazzino dell’attivo circolante, pari a euro 26,3 milioni, rilevano un incremento di euro 4,7
milioni rispetto al dato dell’esercizio precedente (euro 21,6 milioni), essenzialmente per le maggiori attività di
realizzazione di prodotti da parte del Gruppo Tamini nel primo semestre (euro +4,7 milioni).
117
19. CREDITI COMMERCIALI – euro 1.401,8 milioni
I crediti commerciali si compongono come segue:
30.06.2015
31.12.2014
Variazione
Crediti partite energia
885,4
956,7
(71,3)
Crediti per corrispettivo CTR
417,8
514,2
(96,4)
98,6
106,9
(8,3)
1.401,8
1.577,8
(176,0)
euro milioni
Altri crediti commerciali
Crediti commerciali
I crediti commerciali ammontano a euro 1.401,8 milioni e rilevano un decremento (euro 176,0 milioni) rispetto
all’esercizio precedente, essenzialmente riconducibile al credito inerente al corrispettivo CTR relativo alla
remunerazione riconosciuta alla Capogruppo e ad altri proprietari per l’utilizzo della Rete di Trasmissione
Nazionale da parte di distributori di energia elettrica (euro -96,4 milioni) e ai crediti per partite energia (euro 71,3
milioni).
Sono valorizzati al netto delle perdite di valore, riferite a partite ritenute inesigibili e iscritte, a rettifica, nel fondo
svalutazione crediti (euro 24,0 milioni per partite energia ed euro 9,6 milioni per altre partite al 30 giugno 2015, in
linea con il valore del 2014); il valore contabile esposto approssima sostanzialmente il fair value.
Crediti partite energia – euro 885,4 milioni
Rilevano in gran parte i crediti per le cosiddette “partite passanti” inerenti all’attività di dispacciamento dell’energia
svolta dalla Capogruppo; sono, altresì, compresi i crediti per i corrispettivi a margine fatturati agli operatori del
mercato per remunerare l’attività di dispacciamento (corrispettivo DIS – Delibera 111/06 e successive modifiche e
integrazioni).
Il saldo della voce presenta un decremento di euro -71,3 milioni rispetto all’esercizio precedente, imputabile
principalmente all’effetto combinato di:
• minori crediti per la vendita di energia elettrica all’interno del perimetro Borsa elettrica (euro -34,2 milioni),
derivanti principalmente dal decremento dei crediti per la componente uplift (euro -145,3 milioni) e dalla
riduzione dei volumi di vendita sul mercato dell’energia elettrica (euro -23,9 milioni), compensati dall’aumento
delle quantità e dei prezzi di valorizzazione dello sbilanciamento (euro 114,0 milioni);
• decremento dei crediti per la vendita di energia elettrica fuori del perimetro Borsa elettrica (euro -26,7 milioni),
principalmente per il decremento dei crediti per le rendite da congestione (euro -19,5 milioni).
Crediti per corrispettivo CTR – euro 417,8 milioni
Il credito inerente al corrispettivo CTR, pari a euro 417,8 milioni, è correlato alla remunerazione riconosciuta alla
Capogruppo e ad altri proprietari per l’utilizzo della Rete di Trasmissione Nazionale da parte di distributori di
energia elettrica. Rileva un decremento, pari a euro 96,4 milioni, rispetto all’esercizio precedente, imputabile
principalmente all’incasso da CCSE del credito per l’integrazione dei ricavi CTR di Terna S.p.A., previsto dalla
Delibera AEEGSI 653/2014 (pari a euro 91,2 milioni) relativo al 2013, avvenuto nel mese di febbraio.
Altri crediti commerciali – euro 98,6 milioni
Gli altri crediti commerciali si riferiscono principalmente ai crediti verso clienti delle attività non regolate e rilevano
un decremento pari a euro 8,3 milioni, imputabile principalmente agli incassi del semestre legati alle maggiori
118
attività consuntivate a fine 2014.
La voce include, altresì, i crediti per lavori in corso su ordinazione (euro 18,3 milioni) relativi ai lavori di durata
pluriennale che il Gruppo ha in corso con clienti terzi evidenziati nella tabella riportata nel seguito:
euro milioni
Committenti diversi
Acconti
Valore di
commessa
Saldo al
30.06.2015
Acconti
Valore di
commessa
Saldo al
31.12.2014
(16,2)
34,5
18,3
(17,9)
33,7
15,8
L’importo delle garanzie rilasciate a terzi nell’interesse del Gruppo Terna al 30 giugno 2015 è pari a euro 89,1
milioni e si riferisce a fideiussioni bancarie emesse a garanzia delle obbligazioni contrattuali assunte nell’ambito
delle proprie attività operative come nel dettaglio:
• euro 79,0 milioni nell’interesse di Terna S.p.A.;
• euro 0,5 milioni nell’interesse della società controllata Terna Rete Italia S.r.l.;
• euro 2,5 milioni nell’interesse della società controllata Terna Rete Italia S.p.A.;
• euro 7,1 milioni nell’interesse della società controllata Terna Plus S.r.l.;
tutte rilasciate sulle linee di credito di Terna S.p.A..
20. DISPONIBILITÀ LIQUIDE E MEZZI EQUIVALENTI – euro 1.534,5 milioni
Le disponibilità liquide al 30 giugno 2015 ammontano a euro 1.534,5 milioni, di cui euro 1.000,0 milioni di liquidità
investita in depositi a breve termine e prontamente liquidabili ed euro 534,3 milioni di liquidità netta positiva sui
conti correnti bancari.
21. CREDITI PER IMPOSTE SUL REDDITO – euro 35,7 milioni
I crediti per imposte sul reddito ammontano a euro 35,7 milioni e rilevano un incremento di euro 9,8 milioni
rispetto all’esercizio precedente, riconducibile ai maggiori acconti versati per le imposte IRES e IRAP rispetto al
carico fiscale dell’esercizio.
119
PASSIVO
22. PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO – euro 3.164,1 milioni
Capitale sociale – euro 442,2 milioni
Il capitale sociale della Capogruppo è rappresentato da n. 2.009.992.000 azioni ordinarie nominali da euro 0,22
ciascuna; non ha subito variazioni rispetto al 31 dicembre 2014.
Riserva legale – euro 88,4 milioni
La riserva legale rappresenta il 20% del capitale sociale della Capogruppo.
Altre riserve – euro 727,5 milioni
Le altre riserve hanno subito un incremento netto di euro 22,4 milioni, per effetto delle altre componenti del Conto
economico complessivo, in particolare:
• adeguamento al fair value degli strumenti derivati di copertura sui finanziamenti a tasso variabile della
Capogruppo – cash flow hedge (euro 16,4 milioni, al netto del relativo effetto fiscale pari a euro -6,2
milioni);
• rilevazione degli utili e delle perdite attuariali sui benefici ai dipendenti (euro 6,0 milioni, al netto del relativo
effetto fiscale euro -2,3 milioni).
Utili e perdite accumulate – euro 1.596,1 milioni
Gli utili e le perdite accumulate si incrementano complessivamente di euro 142,7 milioni, per effetto
essenzialmente della destinazione a utili a nuovo del risultato conseguito dal Gruppo nel 2014.
Distribuzione saldo del dividendo
L’Assemblea degli azionisti del 9 giugno 2015 ha deliberato la distribuzione di un dividendo per l’intero esercizio
2014 pari a euro 0,20 per azione, e la distribuzione – al lordo delle eventuali ritenute di legge – di un saldo sul
dividendo, al netto dell’acconto precedentemente pagato, pari a euro 261,3 milioni, equivalente a euro 0,13 per
azione; l’importo è stato messo in pagamento a decorrere dal 24 giugno 2015, con “data di stacco” della cedola
n. 22 coincidente con il 22 giugno 2015.
120
23. FINANZIAMENTI E PASSIVITÀ FINANZIARIE
Nella tabella seguente è riportata la composizione dei finanziamenti e delle passività finanziarie iscritte nel
Bilancio consolidato semestrale abbreviato del Gruppo Terna al 30 giugno 2015:
Valore contabile
euro milioni
30.06.2015 31.12.2014 Variazione
Obbligazioni
6.864,3
5.983,6
880,7
Prestiti bancari
2.034,6
2.101,6
(67,0)
Finanziamenti a lungo termine
8.898,9
8.085,2
813,7
Derivati CFH
13,0
29,9
(16,9)
Passività finanziarie non correnti
13,0
29,9
(16,9)
Quote correnti finanziamenti a lungo termine
124,0
764,1
(640,1)
Finanziam. a breve e quote a breve di finanziam. m/l
124,0
764,1
(640,1)
9.035,9
8.879,2
156,7
Totale
Il valore contabile dei finanziamenti è calcolato attualizzando i flussi di cassa attesi con la curva dei tassi di
interesse di mercato alla data di riferimento.
L’indebitamento lordo del periodo è aumentato, rispetto all’esercizio precedente, di euro 156,7 milioni,
attestandosi a euro 9.035,9 milioni. L’incremento del valore dei prestiti obbligazionari (euro +880,7 milioni) è
attribuibile per euro 1 miliardo all’emissione obbligazionaria del 2 febbraio 2015, per euro -118,8 milioni alle
variazioni del fair value del rischio coperto al netto dell’effetto del costo ammortizzato e per euro -0,5 milioni al
valore negativo del tasso di inflazione di periodo. La variazione legata alla copertura del rischio tasso di interesse
si riferisce per euro -19,4 milioni all’emissione obbligazionaria inflation linked, per euro -34,4 milioni al Prestito
Obbligazionario 2024, per -10,1 milioni al Private Placement, per euro -27,7 milioni al Prestito Obbligazionario
2021, per euro -28,1 milioni al Prestito Obbligazionario 2022 ed è compensata dall’incremento del fair value dei
derivati rilevato nelle attività finanziarie, pari a euro -118,2 milioni.
Considerando, invece, le quotazioni di mercato (fonte Reuters), i prestiti obbligazionari registrati alla Borsa del
Lussemburgo hanno i seguenti prezzi:
• bond scadenza 2024 prezzo al 30 giugno 2015: 123,38 e prezzo al 31 dicembre 2014: 131,29;
• bond scadenza 2023 prezzo al 30 giugno 2015: 117,99 e prezzo al 31 dicembre 2014: 121,14;
• bond scadenza 2019 prezzo al 30 giugno 2015: 115,91 e prezzo al 31 dicembre 2014: 119,03;
• bond scadenza 2021 prezzo al 30 giugno 2015: 117,45 e prezzo al 31 dicembre 2014: 122,80;
• bond scadenza 2017 prezzo al 30 giugno 2015: 105,64 e prezzo al 31 dicembre 2014: 107,67;
• bond scadenza 2018 prezzo al 30 giugno 2015: 105,58 e prezzo al 31 dicembre 2014: 106,85;
• bond scadenza 2022 prezzo al 30 giugno 2015: 95,23.
L’indebitamento originariamente a tasso variabile registra un decremento di euro 707,1 milioni, dovuto a:
•
rimborso, in data 26 giugno 2015, del finanziamento a tasso variabile Club Deal ottenuto nell’ottobre del
2008 (euro -650,0 milioni);
121
•
decremento dei mutui e finanziamenti dalla BEI (Banca Europea per gli Investimenti), per euro -57,1
milioni, in conseguenza del rimborso delle quote in scadenza dei finanziamenti in essere.
Finanziamenti a lungo termine
Il valore complessivo dei finanziamenti del Gruppo al 30 giugno 2015 è pari a euro 9.023,0 milioni, di cui euro
123,9 milioni con scadenza entro i 12 mesi.
Nella tabella che segue viene esposta la situazione dell’indebitamento a lungo termine con distinzione per tasso
di interesse, comprensiva delle quote in scadenza entro i dodici mesi e con evidenza del tasso medio di interesse
per singola tipologia di indebitamento finanziario:
euro milioni
Prestiti Obb.
Periodo di
scadenza
2014-2024
31.12.2014
30.06.2015
Quota con
scadenza entro
12 mesi
Quota con
scadenza oltre 12
mesi
Tasso medio di
interesse al
30.06.2015
1.081,9
1.047,5
-
1.047,5
4,90%
Prestiti Obb. IL
2023
731,6
711,7
-
711,7
2,73%
Prestiti Obb. PP
2019
691,9
681,8
-
681,8
4,88%
Prestiti Obb. 1250
2021
1.483,0
1.455,3
-
1.455,3
4,75%
Prestiti Obb. 1250
2017
1.247,8
1.248,3
-
1.248,3
4,13%
Prestiti Obb. 750
2018
747,5
747,9
-
747,9
2,88%
Prestiti Obb. 1000
2022
-
971,9
-
971,9
0,52%
5.983,7
6.864,4
-
6.864,4
1.707,0
1.650,7
122,2
1.528,5
0,63%
-
0,64%
Totale tasso fisso
BEI
2014-2030
Club Deal
2015
649,9
CDP
2019
500,0
500,0
-
500,0
1,04%
8,8
7,9
1,7
6,2
1,23%
Totale tasso variabile
2.865,7
2.158,6
123,9
2.034,7
Totale
8.849,4
9.023,0
123,9
8.899,1
Leasing
2019-2021-2022
Il Prestito Obbligazionario inflation linked prevede a scadenza, il 15 settembre 2023, il rimborso del nominale
rivalutato all’inflazione, mentre il rimborso del valore nominale dei prestiti obbligazionari, pari a euro 5.650,0
milioni, prevede l’estinzione per euro 1.250 milioni il 17 febbraio 2017, per euro 750 milioni il 16 febbraio 2018,
per euro 600 milioni il 3 ottobre 2019, per euro 1.250 milioni il 15 marzo 2021, per euro 1.000 milioni il 2 febbraio
2022 e per euro 800 milioni il 28 ottobre 2024.
Nella tabella precedente si dà evidenza del tasso medio di interesse per singola tipologia di indebitamento
finanziario e di seguito si commenta lo stesso anche in relazione alle operazioni finanziarie di copertura poste in
essere per tutelare l’azienda dal rischio di oscillazione dei tassi di interesse.
Relativamente al Prestito Obbligazionario 2024, la cui cedola media è pari al 4,90%, qualora si tenga conto delle
operazioni di copertura fair value hedge, il tasso medio di interesse è pari allo 0,39%.
Per il Prestito Obbligazionario inflation linked, tenendo conto delle coperture e considerando che il tasso
d’inflazione è pari a -0,19%, il tasso medio di interesse nell’esercizio è stato pari a -1,43%.
122
Il Private Placement, emesso a tasso fisso, è stato portato sinteticamente a tasso variabile con contratti derivati di
pari durata e, di conseguenza, il tasso medio di interesse nel periodo è stato pari all’1,40%.
Relativamente al Prestito Obbligazionario 2021, la cui cedola media è pari al 4,75%, qualora si tenga conto delle
operazioni di copertura FVH, il tasso medio di interesse è pari all’1,24%.
Per il Prestito Obbligazionario 2022, emesso nel 2015 e portato sinteticamente a variabile tramite contratti derivati
con scadenza pari a quella dell’emissione, il tasso medio di interesse netto coperture è pari allo 0,40%.
Per le due emissioni obbligazionarie con scadenza 2017 e 2018, non sono state poste in essere operazioni di
copertura e il tasso medio di interesse è pari rispettivamente al 4,13% e al 2,88%.
Per quanto riguarda i prestiti a tasso variabile coperti dalle oscillazioni dei tassi di interesse, tenendo conto
dell’effetto degli strumenti derivati contabilizzati come cash flow hedge, si evidenzia per i finanziamenti BEI un
tasso medio del 2,30%, per il finanziamento Club Deal da euro 650 milioni, rimborsato nel mese di giugno, un
tasso medio del 2,45% e per il finanziamento CDP un tasso medio del 2,97%.
Nella tabella che segue viene rappresentata la movimentazione dell’indebitamento a lungo termine intervenuta
nel corso del primo semestre del 2015:
31.12.2014
Debito nozionale
euro milioni
Prestito
obbligazionario 2024
800,0
Prestito
obbligazionario IL
565,9
Private Placement
Prestito
obbligazionario 2021
Prestito
obbligazionario 2017
Prestito
obbligazionario 2018
Prestito
obbligazionario 2022
Totale obbligazioni
Finanziamenti
bancari
Totale
finanziamenti
bancari
Tot. indebitamento
finanziario
Valore
contabile
30.06.2015
Valore di
mercato
Rimb. e
capitalizz.
∆ Fair value
31.12.2014
30.06.2015
Tiraggi
∆ valore
contab.
Debito
nozion.
Valore
contab.
Valore di
mercato
1.081,9
1.050,4
-
-
(34,4)
(34,4)
800,0
1.047,5
987,0
731,6
685,5
(0,5)
-
(19,4)
(19,9)
565,9
711,7
667,7
600,0
691,9
714,2
-
-
(10,1)
(10,1)
600,0
681,8
695,5
1.250,0
1.483,0
1.535,0
-
-
(27,7)
(27,7)
1.250,0
1.455,3
1.468,1
1.250,0
1.247,8
1.345,9
-
-
0,5
0,5
1.250,0
1.248,3
1.320,5
750,0
747,5
801,4
-
-
0,4
0,4
750,0
747,9
791,9
5.215,9
5.983,7
6.132,4
(0,5)
1.000,0
1.000,0
(28,1)
(118,8)
971,9
880,7
1.000,0
6.215,9
971,9
6.864,4
952,3
6.883,0
2.865,8
2.865,7
2.865,8
(707,1)
-
-
(707,1)
2.158,6
2.158,6
2.158,6
2.865,8
2.865,7
2.865,8
(707,1)
-
-
(707,1)
2.158,6
2.158,6
2.158,6
8.081,7
8.849,4
8.998,2
(707,6)
1.000,0
(118,8)
173,6
8.374,5
9.023,0
9.041,6
Al 30 giugno 2015, la Capogruppo dispone inoltre di linee di credito “uncommitted” inutilizzate.
Passività finanziarie non correnti
Con riferimento alle passività finanziarie non correnti, nella tabella si riporta l’ammontare e la variazione rispetto
ai valori di fine esercizio:
euro milioni
30.06.2015
31.12.2014
Variazione
Derivati CFH
13,0
29,9
(16,9)
Totale
13,0
29,9
(16,9)
La voce “Passività finanziarie non correnti” accoglie la valorizzazione al fair value dei derivati di cash flow hedge.
Il calcolo del fair value è stato determinato attualizzando i flussi di cassa attesi in base alla curva dei tassi di
123
interesse di mercato alla data di riferimento. Rispetto al 31 dicembre 2014, il fair value dei derivati di CFH, per la
quota non corrente, è diminuito di euro -16,9 milioni.
Passività finanziarie correnti
Le passività finanziarie correnti, costituite essenzialmente dall’ammontare degli oneri finanziari maturati sui
relativi strumenti finanziari, ma non ancora liquidati, mostrano una variazione in diminuzione rispetto all’esercizio
precedente di euro -41,8 milioni.
euro milioni
30.06.2015
31.12.2014
Variazione
0,0
5,6
(5,6)
7,8
13,2
(5,4)
100,7
130,1
(29,4)
3,8
5,2
(1,4)
112,3
154,1
(41,8)
Derivati CFH
Passività differite su:
Contratti derivati
Prestiti obbligazionari
Finanziamenti
Totale
Di seguito viene illustrata la posizione finanziaria netta riportando il dettaglio delle sue principali componenti:
Valore contabile
30.06.2015
euro milioni
A. Cassa
534,5
B. Depositi a termine
1.000,0
C. Liquidità (A) + (B)
1.534,5
D. Parte corrente dell'indebitamento non corrente
124,0
E. Indebitamento finanziario corrrente (D)
124,0
F. Indebitamento finanziario corrrente netto (E) - (C)
(1.410,5)
G. Debiti bancari non correnti
2.034,6
H. Obbligazioni emesse
6.864,3
I. Strumenti finanziari derivati in portafoglio
(653,6)
J. Altre passività finanziarie
41,2
K. Indebitamento finanziario netto non corrente (G) + (H) + (I) + (J)
L Indebitamento finanziario netto (K) + (F)
8.286,5
6.876,0
Alcuni debiti finanziari a lungo termine di Terna S.p.A. contengono impegni (“covenant”) tipici della prassi
internazionale; per il dettaglio analitico dei covenant, si rimanda al paragrafo “Impegni e rischi” della presente
Nota illustrativa.
124
24. BENEFICI PER I DIPENDENTI – euro 131,3 milioni
La composizione e la movimentazione del fondo TFR e degli altri fondi del personale al 30 giugno 2015 è
evidenziata nel prospetto di seguito riportato:
31.12.2014
Accantonamenti
Interest
cost
Utilizzi e altri
movimenti
Utili e perdite
attuariali
Trattamento di fine rapporto
72,7
-
0,3
(5,3)
(3,3)
64,4
Sconto energia
49,0
0,4
0,4
(1,6)
(4,0)
44,2
Altri benefici ai dipendenti
24,6
0,3
0,1
(1,4)
(0,9)
22,7
146,3
0,7
0,8
(8,3)
(8,2)
131,3
euro milioni
Totale
30.06.2015
La voce, pari a euro 131,3 milioni al 30 giugno 2015 (euro 146,3 milioni al 31 dicembre 2014), registra un
decremento rispetto all’esercizio precedente pari a euro 15,0 milioni, attribuibile essenzialmente agli utili e alle
perdite attuariali di competenza del periodo (euro 8,2 milioni) e agli utilizzi del periodo (euro 8,3 milioni, di cui euro
6,8 milioni legati principalmente agli istituti spettanti ai beneficiari del programma di esodo volontario).
Le principali assunzioni utilizzate nella stima attuariale delle passività per benefici ai dipendenti sono
sostanzialmente allineate alle medesime utilizzate per il bilancio 2014; i tassi di attualizzazione sono stati
aggiornati come nella tabella sottostante:
Tasso di attualizzazione
Trattamento di
fine rapporto
Sconto energia
Altri benefici ai
dipendenti
1,44% - 2,06%
2,06%
0,35% - 2,06%
25. FONDI RISCHI E ONERI FUTURI – euro 197,7 milioni
La composizione e la movimentazione dei Fondi rischi e oneri futuri al 30 giugno 2015 è la seguente:
euro milioni
Valore al 31.12.2014
Accantonamenti
Fondo vertenze e
contenziosi
Fondi per rischi e
oneri diversi
11,8
144,7
Oneri per incentivo
all'esodo
53,0
Totale
209,5
1,3
8,7
0,0
10,0
Utilizzi e altri movimenti
(1,1)
(12,5)
(8,2)
(21,8)
Valore al 30.06.2015
12,0
140,9
44,8
197,7
I Fondi rischi e oneri registrano una riduzione di euro 11,8 milioni rispetto al dato al 31 dicembre 2014,
principalmente per gli utilizzi del fondo per incentivo all’esodo (euro 8,2 milioni) connessi al programma di
riorganizzazione aziendale avviato dalla Capogruppo nell’esercizio precedente. Rilevano, inoltre, gli utilizzi netti
(euro 3,8 milioni) del fondo rischi e oneri diversi, derivanti principalmente:
• dall’utilizzo netto (euro -3,9 milioni) per gli oneri da versare alle imprese distributrici per disalimentazioni
degli impianti di trasformazione connessi alla RTN (ex Delibera 341/07);
• dall’utilizzo netto (euro -2,8 milioni) riferito a “Progetti di riqualificazione urbanistica e ambientale”, volti a
compensare gli impatti ambientali conseguenti alla realizzazione degli elettrodotti, oltre che a oneri
connessi a prescrizioni e collaudi;
• dall’accantonamento (euro 3,0 milioni) per l’adeguamento del fondo rischi per l’imposta IMU.
125
26. PASSIVITÀ PER IMPOSTE DIFFERITE – euro 83,8 milioni
La movimentazione del fondo in oggetto è di seguito esposta:
31.12.2014
Impatti riconosciuti
a conto economico
Imposte differite
217,8
(19,0)
-
198,8
Imposte anticipate
132,7
(9,3)
(8,4)
115,0
85,1
(9,7)
8,4
83,8
euro milioni
PASSIVITÀ NETTE PER IMPOSTE
DIFFERITE
Impatti rilevati nel conto
economico complessivo 30.06.2015
Il saldo della voce, pari a euro 83,8 milioni, accoglie le risultanze nette delle movimentazioni relative alle passività
per imposte differite e di quelle riferite alle attività per imposte anticipate del Gruppo.
Le passività per imposte differite (euro 198,8 milioni) rilevano un decremento di euro 19,0 milioni, imputabile
principalmente agli utilizzi degli accantonamenti pregressi per ammortamenti aggiuntivi rispetto alle quote
fiscalmente rilevanti della capogruppo Terna e della controllata Terna Rete Italia S.r.l., rispettivamente per euro
16,3 milioni e 1,2 milioni.
Le attività per imposte anticipate (euro 115,0 milioni) evidenziano un decremento di euro 17,7 milioni, imputabile
principalmente all’effetto fiscale della movimentazione dei fondi rischi e oneri e dei benefici ai dipendenti e
all’effetto fiscale, rilevato nel Conto economico complessivo, sulla movimentazione degli strumenti finanziari di
cash flow hedge e sugli utili e le perdite attuariali sui benefici ai dipendenti (euro -8,5 milioni).
27. ALTRE PASSIVITÀ NON CORRENTI – euro 126,9 milioni
La voce (euro 126,9 milioni) rileva un decremento rispetto al 31 dicembre 2014 (euro 128,7 milioni) di euro 1,8
milioni, imputabile al rilascio delle quote di contributi in conto impianti, in relazione agli ammortamenti del periodo
degli impianti per i quali sono stati rilevati.
28. PASSIVITÀ CORRENTI
La composizione delle passività correnti al 30 giugno 2015 è la seguente:
euro milioni
Quote a breve dei finanziamenti a lungo termine *
Debiti commerciali
30.06.2015
31.12.2014
Variazione
124,0
764,1
(640,1)
2.137,3
2.103,8
33,5
Debiti per imposte sul reddito
40,0
1,2
38,8
Passività finanziarie correnti *
112,3
154,1
(41,8)
Altre passività correnti
267,3
258,4
8,9
2.680,9
3.281,6
(600,7)
Totale
(*) Per tali voci si rimanda a quanto commentato nell’ambito della nota 23. FINANZIAMENTI E PASSIVITÀ
FINANZIARIE
126
Debiti commerciali – euro 2.137,3 milioni
La composizione dei debiti commerciali al 30 giugno 2015 è la seguente:
euro milioni
30.06.2015
31.12.2014
Variazione
1.569,6
1.361,8
207,8
534,5
701,8
(167,3)
7,7
9,9
(2,2)
25,5
30,3
(4,8)
2.137,3
2.103,8
33,5
Debiti verso fornitori:
- Debiti partite energia
- Debiti partite non energia
Debiti verso società collegate
Debiti per lavori in corso su ordinazione
Totale debiti commerciali
Debiti verso fornitori
- Debiti partite energia
Tale voce accoglie gli effetti patrimoniali relativi alle partite dei cosiddetti costi “passanti” e a margine della
Capogruppo, principalmente riferite agli acquisti di energia inerente l’attività di dispacciamento, nonché al
corrispettivo di trasporto dovuto agli altri proprietari di porzioni di RTN.
L’incremento (euro 207,8 milioni) rispetto all’esercizio precedente è essenzialmente imputabile ai maggiori debiti
(euro 207,1 milioni) relativi alle “partite passanti” imputabili principalmente all’effetto congiunto tra:
− il decremento dei debiti per l’acquisto di energia elettrica all’interno del perimetro Borsa elettrica (euro
40,0 milioni), derivante principalmente dall’effetto netto dei minori debiti generati dal decremento dei
volumi di approvvigionamento delle risorse sul Mercato dell’energia (euro 81,3 milioni), come già
descritto nella sezione dei “Crediti commerciali”, in parte compensati dall’incremento delle quantità e dei
prezzi di valorizzazione dello sbilanciamento (euro 45,2 milioni);
− l’incremento dei debiti per l’acquisto di energia elettrica al di fuori del perimetro Borsa elettrica (euro
247,5 milioni) derivante principalmente dall’incremento dei debiti per le UESS – Unità Essenziali per la
Sicurezza del Sistema Elettrico (euro 216,4 milioni) e per l’approvvigionamento delle risorse
interrompibili (euro 22,0 milioni).
- Debiti partite non energia
L’esposizione nei confronti dei fornitori è riferita a fatture ricevute e da ricevere per appalti, prestazioni, servizi e
acquisti di materiali e apparecchiature.
La variazione in diminuzione rispetto all’esercizio precedente (euro 167,3 milioni) è conseguenza essenzialmente
degli acquisti e delle prestazioni per le maggiori attività di investimento consuntivate nell’ultimo periodo del 2014.
Debiti verso imprese collegate
La voce, pari a euro 7,7 milioni, rileva essenzialmente i debiti verso la collegata CESI per prestazioni ricevute
dalla Capogruppo (euro 0,1 milioni) e dalla controllata Terna Rete Italia S.p.A. (euro 7,5 milioni), in ordine alla
realizzazione e gestione di laboratori e impianti per prove, collaudi, studi e ricerche sperimentali interessanti
l’elettrotecnica in generale e il progresso tecnico e scientifico. Il decremento (euro 2,2 milioni) rispetto al 31
dicembre 2014 è ascrivibile alle minori prestazioni consuntivate dalla collegata CESI nel primo semestre 2015.
127
Gli impegni assunti dal Gruppo verso fornitori sono pari a circa euro 2.714,8 milioni e si riferiscono agli impegni
d’acquisto legati al normale “ciclo operativo” previsto per il periodo 2016-2021.
Debiti per lavori in corso su ordinazione
I debiti per lavori in corso su ordinazione riferiti ad anticipi ricevuti da clienti, pari a euro 25,5 milioni al 30 giugno
2015, risultano ridotti di euro 4,8 milioni rispetto al 31 dicembre 2014, essenzialmente per effetto
dell’avanzamento delle commesse di Tamini Trasformatori S.r.l. e delle sue controllate:
euro milioni
Acconti
Altri
34,7
Valore di
commessa
Saldo al
30.06.2015
(9,2)
Valore di
commessa
Acconti
25,5
46,2
(15,9)
Saldo al
31.12.2014
30,3
Debiti per imposte sul reddito – euro 40,0 milioni
La voce rileva il debito del Gruppo per le imposte a carico dell’esercizio ed è riferibile essenzialmente alla
capogruppo Terna S.p.A. (euro 34,1 milioni) e alla controllata Terna Rete Italia S.r.l. (euro 5,4 milioni).
Registra un incremento pari a euro 38,8 milioni, rispetto all’esercizio precedente, per effetto essenzialmente della
rilevazione delle imposte di competenza del semestre (euro 166,0 milioni), dei versamenti del saldo imposte
correnti dell’esercizio precedente (euro 1,2 milioni) e degli acconti pagati per l’esercizio in corso (euro 126,0
milioni).
Altre passività correnti – euro 267,3 milioni
Le altre passività correnti sono di seguito dettagliate:
30.06.2015
31.12.2014
Variazione
Acconti
79,9
83,8
(3,9)
Altri debiti tributari
41,4
40,1
1,3
Debiti verso istituti di previdenza
24,8
24,0
0,8
Debiti verso il personale
36,3
40,4
(4,1)
Altri debiti verso terzi
84,9
70,1
14,8
267,3
258,4
8,9
Totale
Acconti
Tale voce (euro 79,9 milioni) accoglie i contributi in conto impianti incassati principalmente dalla Capogruppo
(euro 75,8 milioni), a fronte di immobilizzazioni ancora in corso al 30 giugno 2015.
Rispetto al 31 dicembre 2014 (euro 83,8 milioni), si registra un decremento di euro 3,9 milioni essenzialmente
riconducibile ai contributi portati direttamente a riduzione del valore contabile dei cespiti entrati in esercizio nel
corso del periodo (euro 8,6 milioni), al netto dei nuovi contributi ricevuti da terzi (euro 4,7 milioni).
Altri debiti tributari
Gli altri debiti tributari, pari a euro 41,4 milioni, registrano un incremento di euro 1,3 milioni rispetto all’esercizio
precedente, prevalentemente per la rilevazione del debito di IVA (euro 30,3 milioni) di competenza del periodo.
128
Debiti verso istituti di previdenza
I debiti verso istituti previdenziali, essenzialmente relativi ai debiti verso l’INPS della Capogruppo e della
controllata Terna Rete Italia S.p.A., sono pari a euro 24,8 milioni (euro 24,0 milioni al 31 dicembre 2014); la voce
rileva, altresì, il debito relativo al Fondo Previdenza Elettrici – F.P.E. (euro 5,8 milioni).
Debiti verso il personale
I debiti verso il personale, pari a euro 36,3 milioni (euro 40,4 milioni al 31 dicembre 2014), sono riferiti
essenzialmente alla Capogruppo e alla controllata Terna Rete Italia S.p.A. e si riferiscono principalmente agli
importi relativi all’incentivazione del personale da liquidarsi nell’esercizio successivo (euro 21,1 milioni) e ai debiti
verso i dipendenti per il controvalore di ferie e festività abolite maturate e non godute da liquidare (euro 11,6
milioni).
Altri debiti verso terzi
Gli altri debiti verso terzi, pari a euro 84,9 milioni (euro 70,1 milioni al 31 dicembre 2014), si riferiscono
essenzialmente alla rilevazione di depositi cauzionali (euro 40,9 milioni) ricevuti dagli operatori del mercato
elettrico a garanzia degli obblighi contrattuali a fronte dei contratti di dispacciamento, ad altri debiti (euro 28,2
milioni) e alla rilevazione di costi con liquidazione posticipata e ricavi differiti (euro 15,8 milioni).
129
E. IMPEGNI E RISCHI
Gestione del rischi
Rischi di mercato e finanziari del Gruppo
Nell’esercizio della sua attività, il Gruppo Terna è esposto a diversi rischi finanziari: rischio di mercato (rischio di
tasso di interesse, di cambio e di inflazione), rischio di liquidità e rischio di credito.
Le politiche di gestione dei rischi hanno lo scopo di identificare e analizzare i rischi ai quali le società del Gruppo
sono esposte, di stabilire appropriati limiti e controlli e di monitorare i rischi e il rispetto di tali limiti. Queste
politiche e i relativi sistemi sono rivisti regolarmente al fine di riflettere eventuali variazioni delle condizioni del
mercato e delle attività del Gruppo.
In particolare, il Gruppo Terna ha definito nell’ambito delle proprie policy per la gestione dei rischi finanziari,
approvate dal Consiglio di Amministrazione, le responsabilità e le modalità operative per le attività di gestione dei
rischi finanziari, con specifico riferimento agli strumenti da utilizzare e a precisi limiti operativi nella gestione degli
stessi.
L’esposizione del Gruppo Terna ai suddetti rischi è sostanzialmente rappresentata dall’esposizione della
Capogruppo, a eccezione del rischio di cambio relativo alla controllata Tamini Trasformatori S.r.l., di recente
acquisizione; di seguito vengono fornite le informazioni relative all’esposizione del Gruppo Terna a ciascuno dei
rischi elencati in precedenza, gli obiettivi, le politiche e i processi di gestione di tali rischi e i metodi utilizzati per
valutarli, includendo, inoltre, ulteriori informazioni quantitative relative ai saldi della Capogruppo al 30 giugno
2015.
Il fair value degli strumenti finanziari è determinato in conformità alla scala gerarchica del fair value richiesta
dall’IFRS 7 (livello 2), mediante modelli di valutazione appropriati per ciascuna categoria di strumento finanziario
e utilizzando i dati di mercato relativi alla data di chiusura del periodo, attualizzando i flussi di cassa attesi in base
alla curva dei tassi di interesse di mercato e di inflazione alla data di riferimento.
Le attività e passività finanziarie relative a strumenti derivati che Terna S.p.A. ha avuto in essere nel corso del
periodo possono essere classificate in:
• derivati di cash flow hedge, relativi prevalentemente alla copertura del rischio di variazione dei flussi di
cassa connessi ai finanziamenti a lungo termine a tasso variabile;
• derivati di fair value hedge, relativi prevalentemente alla copertura del rischio di variazione di fair value di
un’attività o passività finanziaria connesso alle oscillazioni del tasso di interesse (prestiti obbligazionari a
tasso fisso).
Si rimanda, in proposito, alle ragioni illustrate nel paragrafo “Rischi di mercato e finanziari del Gruppo” della Nota
illustrativa alla Relazione finanziaria annuale del Gruppo Terna 2014.
Di seguito vengono fornite informazioni aggiornate alla data della presente situazione, relative al rischio di tasso
di interesse, di cambio, di credito e di liquidità; per il rischio di mercato e di inflazione, si rimanda a quanto
esposto nel paragrafo Risk Management della Nota illustrativa alla Relazione finanziaria annuale al 31 dicembre
2014.
130
Sensitivity riferita al rischio di tasso di interesse
Di seguito vengono illustrati i valori rilevati a Conto economico e patrimonio netto delle posizioni sensibili a
variazioni di tasso, i valori teorici di tali posizioni a seguito di shifting positivo o negativo della curva dei tassi di
interesse di mercato e gli impatti differenziali rilevabili a Conto economico e patrimonio netto di tali variazioni.
Vengono ipotizzati incrementi e decrementi sulla curva dei tassi pari al 10% rispetto a quelli di mercato alla data
di chiusura del bilancio:
Utile o perdita
Tassi correnti
+10%
euro milioni
Valori
rilevati a
C.E.
Conto economico complessivo
Tassi correnti
-10%
Tassi
correnti
+10%
Valori rilevati
nel C.E.
complessivo
Tassi
correnti
-10%
30.06.2015
0,1
-
-
(11,7)
(12,1)
(12,5)
-
-
-
0,4
-
(0,4)
2,1
2,0
1,9
(35,1)
(35,5)
(35,9)
0,1
-
(0,1)
0,4
-
(0,4)
Posizioni sensibili a variazioni
dei tassi d'interesse (FVH,
Prestiti Obbligazionari,CFH)
Variazione ipotetica
31.12.2014
Posizioni sensibili a variazioni
dei tassi d'interesse (FVH,
Prestiti Obbligazionari)
Variazione ipotetica
Rischio di liquidità
Al 30 giugno 2015, Terna dispone di euro 1.534,5 milioni di liquidità, oltre a linee di credito uncommitted a breve
termine non utilizzate.
Rischio di credito
Il rischio di credito è il rischio che un cliente o una delle controparti di uno strumento finanziario causi una perdita
finanziaria non adempiendo a un’obbligazione e deriva principalmente dai crediti commerciali e dagli investimenti
finanziari della Società.
Il rischio di credito originato da posizioni aperte su operazioni in strumenti finanziari derivati viene considerato di
entità marginale, in quanto le controparti, in osservanza a quanto stabilito dalle policy di gestione dei rischi
finanziari, sono primari istituti di credito internazionali dotati di un alto livello di rating e la gestione delle predette
operazioni viene frazionata nel rispetto di specifici limiti di concentrazione. In applicazione a quanto previsto
dall’IFRS 13, il fair value degli strumenti finanziari derivati viene rettificato per tenere conto del rischio di credito
delle controparti.
Terna eroga le proprie prestazioni essenzialmente nei confronti di controparti considerate solvibili dal mercato, e
quindi con elevato standing creditizio, e non presenta concentrazioni del rischio di credito.
La gestione del rischio di credito è guidata anche dall’applicazione della Delibera dell’AEEGSI n. 111/06 che,
all’articolo 49, ha introdotto degli strumenti per la limitazione dei rischi legati all’insolvenza dei clienti del
dispacciamento, sia in via preventiva sia in caso di insolvenza manifestata. In particolare, la Delibera prevede tre
strumenti a tutela del mercato elettrico: il sistema delle garanzie (fideiussioni rilasciate dai singoli utenti del
dispacciamento in relazione al loro fatturato), la possibilità di ricorrere alla risoluzione del contratto di
131
dispacciamento (nel caso di insolvenza o di mancata reintegrazione delle garanzie escusse) e, infine, la
possibilità di recupero dei crediti non incassati, dopo aver esperito tutte le azioni di recupero, attraverso uno
specifico corrispettivo che all’occorrenza viene definito dall’Autorità.
L’importo complessivo dell’esposizione al rischio di credito al 30 giugno 2015 è rappresentato dal valore contabile
delle attività finanziarie (correnti e non correnti) e dei crediti commerciali.
Si segnala, per quanto riguarda le attività finanziarie, che Terna eroga le proprie prestazioni essenzialmente nei
confronti di controparti considerate solvibili dal mercato e quindi con elevato standing creditizio.
Alla data di chiusura del semestre, l’esposizione al rischio di credito su partite finanziarie del Gruppo è la
seguente:
Valore contabile
euro milioni
Derivati FVH
30.06.2015 31.12.2014
666,6
784,8
Variazione
(118,2)
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti
1.534,5
1.217,3
317,2
Crediti commerciali
1.401,8
1.577,8
(176,0)
Totale
3.602,9
3.579,9
23,0
Nelle tabelle seguenti si indicano informazioni di natura qualitativa sui crediti verso la clientela non scaduti e che
non hanno subito una riduzione durevole di valore:
Distribuzione geografica
Valore contabile
euro milioni
30.06.2015
Nazionali
31.12.2014
1.346,2
1.505,4
Paesi dell’area euro
24,5
44,8
Altri paesi
31,1
27,6
1.401,8
1.577,8
Totale
Tipologia di clientela
Valore contabile
30.06.2015
euro milioni
31.12.2014
Distributori (*)
326,4
335,0
CCSE (**)
105,9
197,1
Titolari di contratto di dispacciamento in immissione
216,9
176,9
Titolari di contratto di dispacciamento in prelievo
637,5
750,0
Titolari di contratto d'importazione virtuale e servizio d’importazione virtuale
(interconnector e shipper)
16,2
12,3
Crediti diversi
98,9
106,5
1.401,8
1.577,8
Totale
(*) include il credito maturato per il CTR Terna Rete Italia S.r.l.
(**) di cui euro 87,9 milioni effetto volume su CTR.
132
Nella tabella sottostante si suddividono i crediti verso la clientela per classi di scaduto, con le relative eventuali
svalutazioni:
Svalutazione
Lordo
Svalutazione
30.06.2015
euro milioni
Non ancora scaduti
Lordo
31.12.2014
1.271,7
1.450,6
Scaduti da 0-30 giorni
46,8
69,0
Scaduti da 31-120 giorni
27,2
16,0
Scaduti da oltre 120 giorni
Totale
(33,6)
89,7
(33,6)
75,8
(33,6)
1.435,4
(33,6)
1.611,4
I movimenti del fondo svalutazione crediti commerciali nel corso del periodo sono stati i seguenti
30.06.2015
euro milioni
Saldo al 1° gennaio
31.12.2014
(33,6)
(32,0)
Rilascio del fondo
-
0,5
Perdita di valore del periodo
-
(2,1)
(33,6)
(33,6)
Totale
Di seguito si illustra il valore delle garanzie rilasciate dagli operatori abilitati al mercato elettrico:
30.06.2015
Dispacciamento in immissione
Dispacciamento in prelievo
CTR distributori
Importazione virtuale
Totale
31.12.2014
234,9
236,3
1.036,0
989,6
262,1
254,0
87,7
87,8
1.620,7
1.567,7
Inoltre le attività non tradizionali sono esposte al “rischio controparte”, in particolare verso quei soggetti con i quali
si concludono contratti attivi, in considerazione della credibilità e solvibilità delle parti in questione e dell’impatto
che eventuali insolvenze possono avere sull’equilibrio finanziario del business. Il rischio controparte è mitigato
tramite l’implementazione di apposite procedure di valutazione delle controparti che misurano aspetti economicofinanziari, nonché reputazionali dei soggetti in questione.
Rischio di default e covenant sul debito
Tale rischio attiene alla possibilità che i contratti di finanziamento o i regolamenti dei prestiti obbligazionari, di cui
il Gruppo è parte, contengano disposizioni che, al verificarsi di determinati eventi, legittimino le controparti a
chiedere al debitore l’immediato rimborso delle somme prestate, generando conseguentemente un rischio di
liquidità.
Alcuni debiti finanziari a lungo termine della capogruppo Terna S.p.A. contengono impegni (“covenant”) tipici della
prassi internazionale. I principali fanno riferimento:
133
• al debito obbligazionario della Società, che consta di un’emissione da euro 800 milioni effettuata nel 2004 e
di sei emissioni effettuate nell’ambito del programma di emissioni obbligazionarie da euro 8 miliardi (€
8,000,000,000 Euro Medium Term Notes Programme, di seguito “Programma EMTN”), un’emissione da
euro 500 milioni realizzata nel 2007, un’emissione nella forma di Private Placement da euro 600 milioni
realizzata nel 2009, un’emissione da euro 1.250 milioni realizzata a marzo del 2011, un’emissione da euro
1.250 milioni realizzata a febbraio del 2012, un’emissione da euro 750 milioni realizzata a ottobre del 2012
e un’emissione da euro 1.000 milioni realizzata a febbraio del 2015;
• al debito bancario, che consiste in un prestito sottoscritto con la Cassa Depositi e Prestiti (CDP) da euro
500 milioni a valere su fondi BEI e in una linea di credito revolving da euro 750 milioni;
• al debito concesso alla Società dalla Banca Europea per gli Investimenti (BEI) tramite una serie di
finanziamenti di ammontare complessivo pari a euro 2.118 milioni.
I principali covenant relativi alle emissioni obbligazionarie, nonché al Programma EMTN da euro 8 miliardi
possono essere riassunti come segue:
• clausole “negative pledge”, in base alle quali l’Emittente o le Società Controllate Rilevanti (società
consolidate il cui totale dell’attivo rappresenti non meno del 10% del totale dell’attivo consolidato e, solo per
il Programma EMTN, che abbiano sede in un Paese Membro OCSE) non possono creare o mantenere in
essere ipoteche, pegni o altri vincoli su tutti o parte dei propri beni o dei ricavi, per garantire prestiti
obbligazionari quotati, a meno che le stesse garanzie non siano estese pariteticamente alle obbligazioni in
oggetto. Sono fatte salve alcune eccezioni (c.d. “garanzie consentite” quali, ad esempio, garanzie di natura
obbligatoria dal punto di vista legale, garanzie in essere in data anteriore alla data dell’emissione dei titoli
obbligazionari, garanzie concesse su nuovi asset e che garantiscano esclusivamente il debito contratto per
l’acquisto degli asset stessi, ecc.) per le quali la Società non è soggetta al predetto obbligo;
• clausole “pari passu”, in base alle quali i titoli costituiscono un’obbligazione diretta, incondizionata e non
garantita dell’Emittente; sono senza preferenza tra loro e almeno allo stesso livello di “seniority” degli altri
prestiti non garantiti e non subordinati presenti e futuri dell’Emittente;
• clausole “event of default”, in base alle quali, al verificarsi di alcuni eventi predeterminati (quali, ad
esempio, mancato pagamento, messa in liquidazione dell’Emittente, inadempienza degli obblighi
contrattuali, ecc.) si configura un’ipotesi di inadempimento e il prestito in oggetto diviene immediatamente
esigibile; inoltre, in base alle clausole di “cross default”, nel caso in cui si verifichi un event of default su un
qualsiasi indebitamento finanziario (superiore a determinati importi) emesso dall’Emittente, si verifica
inadempimento anche sul prestito in oggetto che diviene immediatamente esigibile;
• obblighi di informativa sia su base periodica sia su base occasionale al verificarsi di alcuni eventi
predeterminati.
I principali covenant previsti dal prestito CDP da euro 500 milioni e dalla linea di credito revolving da euro 750
milioni possono essere riassunti come segue:
• clausole “negative pledge”, in base alle quali la Società e ciascuna Controllata Rilevante (società
consolidate il cui totale dell’attivo rappresenti non meno del 10% del totale dell’attivo consolidato) si
obbligano a non creare o mantenere in essere garanzie su tutti o parte dei propri beni, in relazione a
qualsiasi tipo di indebitamento finanziario, a eccezione delle “garanzie consentite” (quali, ad esempio,
garanzie di natura obbligatoria dal punto di vista legale, garanzie in essere in data anteriore alla data dei
prestiti, garanzie concesse su nuovi asset e che garantiscano esclusivamente il debito contratto per
134
l’acquisto degli asset stessi, garanzie concesse a enti governativi o internazionali, ivi inclusa la BEI,
garanzie relative a indebitamenti finanziari il cui importo non superi il 10% del totale dell’attivo del
Borrower, ecc.);
• clausole “pari passu”, in base alle quali le obbligazioni di pagamento del Borrower in relazione ai contratti di
finanziamento in oggetto non sono postergate ad alcun obbligo nei confronti degli altri creditori non garantiti
e non subordinati, fatti salvi i privilegi di legge;
• clausole di “event of default”, in base alle quali, al verificarsi di alcuni eventi determinanti (quali, ad
esempio, mancato pagamento, gravi inesattezze nella documentazione e/o nelle dichiarazioni, insolvenza,
cessazione dell’attività, effetti sostanzialmente pregiudizievoli, inadempimento degli obblighi contrattuali tra
cui la parità di condizioni tra i finanziatori, ecc.), si configura un’ipotesi di inadempimento e il prestito in
oggetto diviene immediatamente esigibile; inoltre, in base alle clausole di “cross default”, nel caso in cui si
verifichi un event of default su un qualsiasi indebitamento finanziario (superiore a determinati importi), si
verifica un “event of default” anche sul prestito in oggetto che diviene immediatamente esigibile;
• clausola di rimborso anticipato obbligatorio, in base alla quale la Società sarà tenuta al ripagamento
anticipato del prestito, qualora il credit rating di lungo termine della Società sia ridotto dalla maggioranza
delle agenzie di rating che la monitorano sotto il livello di investment grade (BBB-) o la Società cessi di
essere oggetto di monitoraggio da parte di almeno un’agenzia di rating;
•
obblighi di informativa sia su base periodica sia su base occasionale al verificarsi di alcuni eventi
predeterminati.
I principali covenant che riguardano i prestiti BEI possono essere riassunti come segue:
• clausole “negative pledge” in base alle quali, qualora la Società costituisca accordi, fornisca o decida di
mantenere in favore di terzi, direttamente o indirettamente, vincoli (quali, ad esempio, garanzie personali o
reali, gravami, privilegi, oneri o diritti di terzi ecc.), sarà tenuta, a semplice richiesta della Banca, a
estendere alla Banca garanzie equivalenti a quelle concesse a terzi, fatta eccezione per i vincoli concessi
in relazione a indebitamenti inferiori a determinati importi;
• clausole relative alla concessione alla Banca di nuove garanzie in caso di riduzione del rating, in base alle
quali, qualora il credit rating del debito a medio e lungo termine non subordinato e non garantito subisca un
declassamento e, conseguentemente, risulti inferiore a BBB+ per Standard&Poor’s, Baa1 per Moody’s e
BBB+ per Fitch oppure nel caso in cui il credit rating cessi di venire pubblicato da parte di tutte le suddette
agenzie di rating, la Banca ha la facoltà di richiedere che la Società costituisca, in favore della Banca
stessa, garanzie soddisfacenti a insindacabile ma ragionevole giudizio della Banca;
• clausole “pari passu” in base alle quali la Società, per tutta la durata dei prestiti, farà sì che le obbligazioni
di pagamento si collochino allo stesso grado di quelle relative a tutti gli altri creditori chirografari non
subordinati;
• clausole riguardanti i “casi di risoluzione del contratto/decadenza del beneficio del termine/recesso”, in
base alle quali, al verificarsi di alcuni eventi predeterminati (quali, ad esempio, mancato pagamento, gravi
inesattezze nella documentazione e/o nelle dichiarazioni, insolvenza, eventi che portino conseguenze
negative sugli impegni finanziari assunti dalla Società, amministrazione straordinaria, liquidazione,
mutamento sostanziale pregiudizievole, mancato rispetto degli impegni contrattuali), il prestito in oggetto
diviene immediatamente esigibile; inoltre, nel caso in cui vi sia l’obbligo per la Società, conseguente a
inadempimento, di far fronte anticipatamente a qualsiasi altro impegno finanziario derivante da contratti di
135
mutuo, aperture di credito, anticipazione bancaria, sconto, emissione ovvero sottoscrizione sotto qualsiasi
forma di obbligazioni o titoli, salvo il superamento di determinate soglie, si verificherebbe inadempimento
anche sul prestito in oggetto che diverrebbe immediatamente esigibile;
• clausole di rimborso anticipato obbligatorio, in base alle quali la Società sarà tenuta al ripagamento
anticipato del Prestito qualora si verifichino eventi predeterminati (quali, ad esempio, mutamento del
controllo della Società, perdita della concessione, evento societario straordinario) e, a seguito degli stessi,
non si addivenga a un accordo tra la Società e la Banca circa le modifiche da apportare al Contratto,
oppure qualora la Società non costituisca garanzie soddisfacenti a ragionevole giudizio della Banca, a
seguito del declassamento del credit rating al di sotto di determinate soglie definite contrattualmente o a
seguito della cessazione della pubblicazione dello stesso da parte delle tre sopra indicate agenzie di rating;
• obblighi di informativa sia su base periodica sia su base occasionale al verificarsi di alcuni eventi
predeterminati relativi sia ai progetti finanziati che alla Società stessa.
Nessuno dei predetti vincoli risulta a oggi disatteso.
Contenziosi
Di seguito vengono illustrati i principali impegni e rischi non risultanti dallo Stato patrimoniale al 30 giugno 2015,
riferiti alla capogruppo Terna e alle controllate Terna Rete Italia S.p.A., Terna Rete Italia S.r.l. e alle Società del
Gruppo Tamini, non sussistendo impegni e rischi rilevanti per le altre controllate a tale data.
Contenzioso in materia ambientale e urbanistica
Il contenzioso in materia ambientale trae origine dall’installazione e dall’esercizio degli impianti elettrici e,
prevalentemente, riguarda i danni che potrebbero derivare dall’esposizione ai campi elettrici e magnetici generati
dagli elettrodotti. La Capogruppo e la controllata Terna Rete Italia S.r.l. sono, infatti, convenute in diversi giudizi,
civili e amministrativi, nei quali vengono richiesti lo spostamento o la modifica delle modalità di esercizio di linee
elettriche sulla base della presunta dannosità delle stesse, anche se installate nel pieno rispetto della normativa
vigente in materia (Legge 22 febbraio 2001, n. 36 e D.P.C.M. 8 luglio 2003). Soltanto in un numero molto limitato
di casi, sono state avanzate richieste di risarcimento dei danni alla salute per effetto dei campi elettromagnetici.
Sotto il profilo delle decisioni intervenute in materia, si evidenzia che, solo in sporadici contenziosi, sono state
emanate pronunce sfavorevoli alla Capogruppo, peraltro impugnate, i cui relativi giudizi sono allo stato ancora
pendenti ed eventuali esiti negativi sono ritenuti non probabili.
Sono pendenti, inoltre, alcune vertenze in materia urbanistica e ambientale, connesse alla costruzione e
all’esercizio di alcune linee di trasmissione, il cui esito sfavorevole potrebbe generare effetti peraltro non
prevedibili e quindi non compresi in sede di determinazione del “Fondo contenzioso e rischi diversi”.
Per un numero limitato di giudizi, non si possono a oggi escludere, in via assoluta, esiti sfavorevoli, le cui
conseguenze potrebbero consistere, oltre che nell’eventuale risarcimento dei danni, nel sostenimento di oneri
connessi alle modifiche delle linee e alla temporanea indisponibilità delle linee stesse. L’esame dei sopraccitati
contenziosi, tenuto anche conto delle indicazioni dei legali esterni, fa ritenere come remoti eventuali esiti negativi,
fatti salvi alcuni procedimenti per i quali, in considerazione dello stato degli stessi, non è attualmente possibile
effettuare valutazioni attendibili del relativo esito.
136
Contenzioso relativo alle attività affidate in concessione
La Capogruppo, quale concessionaria delle attività di trasmissione e dispacciamento dal 1° novembre 2005, è
parte in alcuni giudizi, a carattere per lo più impugnatorio, di provvedimenti dell’AEEGSI e/o del MSE e/o della
stessa Terna e relativi a tali attività. Nei casi in cui i ricorrenti lamentano, oltre che vizi propri dei provvedimenti
impugnati, anche la presunta violazione, da parte di Terna, delle regole dettate dalle predette autorità, ovvero nei
casi in cui il provvedimento abbia impatto su Terna, la Società si è costituita in giudizio. Nell’ambito di tale
contenzioso, ancorché alcuni giudizi si siano conclusi, in primo e/o in secondo grado, con l’annullamento delle
Delibere dell’AEEGSI e, ove applicabile, dei consequenziali provvedimenti di Terna, si possono ritenere come
non probabili eventuali esiti negativi per la Società stessa, trattandosi normalmente di partite passanti, come
peraltro si ricava dalle informazioni fornite dai legali esterni che assistono la Società nel giudizio. La capogruppo
Terna, quale concessionaria delle attività di trasmissione e dispacciamento, in applicazione di Delibere
dell’Autorità adotta atti e provvedimenti che talora sono oggetto di impugnazione, anche se i relativi oneri
economici, in presenza di determinati presupposti, possono essere riconosciuti da parte dell’Autorità di settore.
Contenzioso relativo a contratti di fornitura
Il contenzioso in questione è relativo a contratti di fornitura stipulati tra le società del Gruppo Tamini e i suoi clienti
per la fornitura di trasformatori e componenti a essi afferenti.
Detto contenzioso riguarda per lo più giudizi instaurati dalle società del Gruppo Tamini ai fini del recupero di
crediti derivanti da detti contratti, ma riguarda anche alcune azioni di risarcimento proposte nei confronti delle
società in parola, per presunti danni causati dai macchinari e/o dai componenti dalle stesse forniti.
In relazione a detti giudizi, non si possono a oggi escludere in via assoluta esiti sfavorevoli.
Agenzia delle Entrate
In data 27 marzo 2012, è stato notificato alla capogruppo Terna, quale coobbligato in solido con Enel
Distribuzione S.p.A. (“Enel Distribuzione”), un avviso di liquidazione di maggiore imposta scaturente
dall’operazione di cessione della partecipazione detenuta da Enel Distribuzione in Elat S.r.l. (poi Telat S.r.l., oggi
Terna Rete Italia S.r.l.) a Terna S.p.A. (pari a complessivi euro 38 milioni circa, comprensivi di interessi). Secondo
quanto disposto dal contratto di compravendita della partecipazione, Enel Distribuzione S.p.A. è tenuta a
manlevare la capogruppo Terna da tutti i costi, le passività e i danni comunque derivanti dal predetto avviso e dai
fatti ivi contestati. Enel Distribuzione, d’intesa con Terna, ha intenzione di tutelare le proprie ragioni nelle sedi
opportune, manlevando la Società stessa da ogni pagamento/anticipo. Pertanto, sulla base degli accordi
contrattuali, confermati da Enel Distribuzione con lettera del 17 aprile 2012, non si ritiene che da tale avviso di
liquidazione possa scaturire un esborso finanziario. Il 1° aprile 2014, la Commissione tributaria provinciale di
Roma ha emesso la sentenza, che accoglie il ricorso di Terna; l’Agenzia delle Entrate ha proposto ricorso in
appello.
Il 1° luglio 2015, la Commissione Tributaria Regionale di Roma ha emesso la sentenza con la quale respinge
l’appello proposto dalla Direzione Provinciale 1 di Roma, confermando la sentenza di primo grado.
F. AGGREGAZIONE DI IMPRESE
Nel corso del primo semestre 2015, non sono state poste in essere operazioni di aggregazione di imprese.
137
G. RAPPORTI CON PARTI CORRELATE
Le operazioni con parti correlate compiute dal Gruppo Terna nel corso del semestre, tenuto conto dell’esistenza
di una situazione di controllo di fatto accertata nel 2007 da parte di Cassa Depositi e Prestiti S.p.A., sono
rappresentate, oltre che dai rapporti con le società collegate CESI S.p.A. e CORESO S.A. e con i fondi pensione
per i dipendenti (FONDENEL e FOPEN), anche dai rapporti intrattenuti con la stessa Cassa Depositi e Prestiti,
con CDP Reti S.p.A., nonché con le società appartenenti:
• al gruppo GSE;
• al gruppo Enel;
• al gruppo Eni;
• al gruppo Ferrovie dello Stato;
e con le società ANAS S.p.A. e Finmeccanica S.p.A..
Rilevano, altresì, rapporti con il Ministero per lo Sviluppo Economico relativi a contributi ricevuti per progetti
finanziati dal Ministero dello Sviluppo Economico/dall’UE.
Dal momento che le società del Gruppo Terna e le suddette società controllate direttamente o indirettamente dal
Ministero dell’Economia e delle Finanze ricadono nella definizione di “government-related entities” dello IAS 24 –
Informativa di bilancio sulle operazioni con parti correlate, il Gruppo adotta l’esenzione parziale – prevista dal
medesimo principio – dai requisiti di informativa previsti per i rapporti con altre società sottoposte a controllo,
collegamento o controllo congiunto dello stesso ente governativo; in particolare, nel seguito della presente
sezione sono riportate le indicazioni qualitative e quantitative dei rapporti con le government-related entities che
hanno un significativo impatto sul risultato del Gruppo; in tale ambito, non sono rappresentati gli importi relativi
alle cosiddette “partite passanti”.
Le operazioni effettuate con parti correlate nel corso del primo semestre 2015 sono rappresentate
sostanzialmente da prestazioni facenti parte della ordinaria gestione e regolate a condizioni di mercato.
Si fa presente che, in base alle novità regolamentari introdotte dalla Delibera CONSOB n. 18049 del 23 dicembre
2011 pubblicata nella Gazzetta ufficiale del 30 dicembre 2011, n. 303 e in vigore dal 31 dicembre 2011,
l’informativa sui compensi di competenza dei “componenti degli organi di amministrazione e di controllo, dei
direttori generali”, nonché sulle partecipazioni dagli stessi detenute, è inserita nell’ambito della relazione annuale
sulla remunerazione pubblicata nei termini di legge.
138
Di seguito vengono indicati la natura delle operazioni attive e passive intrattenute dal Gruppo Terna con le parti
correlate e, a seguire, i rispettivi ricavi e costi consuntivati nell’esercizio, nonché i rispettivi crediti e debiti in
essere al 30 giugno 2015:
Parte correlata
Cassa Depositi e Prestiti
S.p.A.
CESI S.p.A.
Operazioni attive
Operazioni passive
Partite non energia
Linea di credito
Partite non energia
Partite non energia
Locazioni attive di laboratori e altre strutture similari Prestazioni e servizi di consulenza tecnica, di studio
per usi specifici
e ricerca, di progettazione e sperimentazione
Partite non energia
Servizi di coordinamento tecnico TSO
CORESO S.A.
Partite energia
Componente MIS, corrispettivi dispacciamento
Gruppo GSE
Partite non energia
Servizi specialistici, locazioni, servizi informatici
Partite energia
Remunerazione della RTN e aggregazione misure,
corrispettivi dispacciamento
Gruppo Enel
Partite non energia
Locazioni e affitti, manutenzione linee, interventi per
spostamenti/varianti linee, manutenzione onde
convogliate su linee elettriche di proprietà.
Partite non energia
Restituzione
sconto
energia
elettrica,
amministrazione
personale,
servizi edificio, fornitura alimentazione MT a nuove
stazioni, servizi specialistici per la connessione ai
Sistemi di Controllo e Difesa di Terna
Partite energia
Corrispettivi dispacciamento
Gruppo ENI
Partite non energia
Manutenzione linee
Partite energia
Gruppo Ferrovie
ANAS S.p.A.
Partite energia
Remunerazione della RTN
Corrispettivi dispacciamento
Partite non energia
Interventi per spostamenti linee
Partite non energia
Interventi per spostamenti/varianti linee
Partite non energia
Canoni di attraversamento
Partite non energia
Canoni di attraversamento
Partite non energia
Finmeccanica S.p.A.
Forniture macchinari
Ministero dello Sviluppo
Economico
Partite non energia
Contributi per spostamenti/varianti linee
Partite non energia
Contributi previdenziali a carico del gruppo Terna
FONDENEL e FOPEN
139
Rapporti economici
Società
Componenti positivi di reddito
CTR e altre
partite energia
a margine
Costi d'esercizio
CTR e altre
partite
energia a
margine
Partite non
energia
euro milioni
Controllante di fatto
Cassa Depositi e Prestiti S.p.A.
Totale controllante di fatto
Società collegate:
CESI S.p.A.
Totale società collegate
Altre società correlate:
Gruppo GSE
Gruppo Enel
Gruppo Eni
Gruppo Ferrovie
Totale altre società correlate
Fondi pensione:
FONDENEL
FOPEN
Totale fondi pensione
Totale
Partite non
energia
Partite
finanziarie
-
-
-
-
2,7
2,7
-
0,1
0,1
-
0,6
0,6
-
13,5
574,9
2,4
1,2
592,0
1,3
0,1
1,4
3,7
3,7
1,2
0,1
1,3
-
592,0
1,5
3,7
0,1
0,1
0,2
2,1
2,7
Rapporti patrimoniali
Immobili,
impianti e
macchinari
Società
euro milioni
Controllante di fatto
Cassa Depositi e Prestiti S.p.A.
Totale controllante di fatto
Società collegate:
CESI S.p.A.
CORESO S.A.
Totale società collegate
Altre società correlate:
Gruppo GSE
Gruppo Enel
Gruppo Eni
Gruppo Ferrovie
ANAS S.p.A.
Finmeccanica S.p.A.
Ministero dello Sviluppo Economico
Totale altre società correlate
Fondi pensione:
FONDENEL
FOPEN
Totale fondi pensione
Totale
Crediti e altre attività
Costi
capitalizzati
Altri
Debiti e altre passività
Finanziari
Altri
Garanzie*
Finanziari
-
-
1,0
1,0
0,1
0,1
500,8
500,8
-
5,8
5,8
1,3
1,3
-
7,6
0,1
7,7
-
6,4
6,4
3,0
0,2
4,7
7,9
4,0
274,9
1,0
0,5
0,6
281,0
-
21,9
0,3
1,3
0,1
5,7
60,5
89,8
-
436,1
5,0
44,4
485,5
-
-
-
0,2
0,2
-
-
13,7
282,3
1,0
97,8
500,8
491,9
* Le garanzie si riferiscono alle fideiussioni ricevute sui contratti passivi stipulati.
140
H. EVENTI E OPERAZIONI SIGNIFICATIVE NON RICORRENTI, OPERAZIONI ATIPICHE O
INUSUALI
Nel corso del primo semestre 2015, non sono state poste in essere operazioni significative non ricorrenti, atipiche
o inusuali, né con terzi né con parti correlate.
I. NOTE ESPLICATIVE AL RENDICONTO FINANZIARIO
La liquidità generata dalla gestione corrente nel periodo è pari a euro 699,4 milioni, attribuibili per euro 770,2
milioni all’attività operativa (autofinanziamento) e per euro 70,8 milioni all’assorbimento di risorse finanziarie
originato dalla gestione del capitale circolante netto.
L’attività di investimento ha assorbito risorse finanziarie nette per euro 414 milioni e si riferisce
prevalentemente per euro 404,2 milioni a investimenti in immobili, impianti e macchinari al netto dei contributi
c/impianti incassati nel periodo e a oneri finanziari capitalizzati (questi ultimi pari a euro 16,3 milioni) e per euro
11,8 milioni a investimenti in attività immateriali.
La variazione netta dei flussi di finanziamento relativi al patrimonio netto presenta un decremento per euro
261,3 milioni imputabile all’erogazione del saldo dividendo 2014 agli azionisti della Capogruppo. Pertanto, le
risorse finanziarie necessarie per l’attività d’investimento e la remunerazione del capitale proprio hanno
determinato per il periodo un fabbisogno complessivo pari a euro 675,3 milioni, coperto totalmente con la liquidità
generata dalla gestione corrente (euro 699,4 milioni). L’indebitamento finanziario netto pertanto, nel corso del
periodo, è rimasto sostanzialmente stabile.
L. FATTI DI RILIEVO SUCCESSIVI AL 30 GIUGNO 2015
Liability management
Il 20 luglio 2015, Terna S.p.A. ha definito i risultati e il “pricing” della propria offerta ai Portatori idonei dei suoi titoli
denominati “€1,250,000,000 4.125 per cent. Notes due February 2017” e “€750,000,000 2.875 per cent. Notes
due February 2018”.
Le Offerte sono state annunciate il giorno 10 luglio 2015 e sono state proposte nei termini e nelle condizioni
contenute nel Tender Offer Memorandum predisposto dalla Società.
Al Termine di Scadenza del 17 luglio 2015, un ammontare nominale complessivo di Titoli approssimativamente
pari a euro 756 milioni è stato validamente portato in adesione alle Offerte, mentre la Società ha accettato un
ammontare nominale complessivo approssimativo di euro 480 milioni.
Barclays Bank PLC, Citigroup Global Markets Limited e Credit Suisse Securities (Europe) Limited hanno agito in
qualità di Dealer Manager in relazione alle Offerte.
Documenti di consultazione sul quinto periodo regolatorio
L’anno 2015 conclude il quarto periodo regolatorio per i servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell’energia
elettrica. In vista della revisione del quadro regolatorio per il successivo periodo di regolazione, l’Autorità per
l’Energia Elettrica il Gas ed il Settore Idrico ha avviato due distinti procedimenti, ai quali sono seguiti distinti
documenti di consultazione.
141
Elettrodotto Sorgente – Rizziconi: possibile il completamento dell’opera
In data 17 luglio 2015 è stata emessa l'ordinanza di dissequestro del sostegno n. 40 dell’elettrodotto “Sorgente –
Rizziconi”, resa esecutiva il 28 luglio del 2015.
Con tale provvedimento Terna potrà completare i lavori dell’elettrodotto, interrotti a seguito del provvedimento di
sequestro del sostegno sopra citato, emesso del Tribunale di Messina in data 13 marzo 2015.
Si ricorda che l’elettrodotto “Sorgente-Rizziconi” costituisce un’ infrastruttura strategica per il sistema elettrico
siciliano.
Elettrodotto “Udine Ovest – Redipuglia”: il Consiglio di Stato blocca la realizzazione per
un vizio di forma
In data 24 luglio 2015 è stata emessa la sentenza con cui il Consiglio di Stato ha bloccato per un vizio di forma
l’elettrodotto aereo “Udine Ovest – Redipuglia”, in avanzata fase realizzativa. Si tratta di un’opera strategica per
la sicurezza elettrica del Friuli Venezia Giulia.
In particolare, la sentenza non ha in alcun modo bocciato l’opera né la sua importanza; ha invece contestato le
modalità con le quali il Ministero dei Beni Culturali ha rilasciato il proprio parere positivo, uno dei 50 pareri
favorevoli già acquisiti sull’opera. Terna sta valutando gli effetti della sentenza e migliori azioni per assicurare la
propria tutela.
142
Attestazione del bilancio consolidato
semestrale ai sensi dell’art. 81-ter
del Regolamento Consob n° 11971
del 14 maggio 1999
e successive modifiche e integrazioni
Relazione della Società di revisione