Prospetto Informativo
Prospetto Informativo
relativo all’offerta in opzione agli azionisti e all’ammissione a quotazione sul Mercato Telematico Azionario
organizzato e gestito da Borsa Italiana S.p.A. di azioni ordinarie Snam Rete Gas S.p.A.
Prospetto Informativo depositato presso Consob in data 24 aprile 2009, a seguito di comunicazione dell’avvenuto rilascio del nulla osta con nota del 21 aprile 2009, protocollo n. 9035821.
Il Prospetto Informativo contiene anche le informazioni previste dagli artt. 71 e 71- bis del Regolamento Emittenti approvato con Delibera Consob n. 11971 del 14 maggio 1999 e successive modifiche e integrazioni.
L’adempimento di pubblicazione del presente Prospetto Informativo non comporta alcun giudizio della Consob sull’opportunità dell’investimento proposto e sul merito dei dati e delle notizie allo stesso relativi.
Il presente Prospetto Informativo è disponibile presso la sede sociale di Snam Rete Gas S.p.A. in Xxxxxx Xxxxx Xxxxxxx, 0, Xxx Xxxxxx Xxxxxxxx - Xxxxxx, nonché sul sito internet della società xxx.xxxxxxxxxxx.xx e presso Borsa Italiana in Xxxxxx Xxxxxx, 0, Xxxxxx.
INDICE
ARTICOLO PAGINA
DEFINIZIONI 9
GLOSSARIO 13
NOTA DI SINTESI 19
SEZIONE PRIMA 35
1. PERSONE RESPONSABILI 37
1.1 PERSONE RESPONSABILI DEL PROSPETTO INFORMATIVO 37
1.2 DICHIARAZIONE DI RESPONSABILITÀ 37
2. REVISORI LEGALI DEI CONTI 38
2.1 REVISORI LEGALI DELL’EMITTENTE 38
2.2 REVISORI LEGALI DI ITALGAS E STOGIT 38
2.3 INFORMAZIONI SUI RAPPORTI CON LA SOCIETÀ DI REVISIONE 39
3. INFORMAZIONI FINANZIARIE SELEZIONATE 40
4. FATTORI DI RISCHIO 49
5. INFORMAZIONI SULLA SOCIETÀ 72
5.1 STORIA ED EVOLUZIONE DELLA SOCIETÀ 72
5.1.1 DENOMINAZIONE SOCIALE DELLA SOCIETÀ 72
5.1.2 LUOGO DI REGISTRAZIONE DELLA SOCIETÀ E SUO NUMERO DI REGISTRAZIONE 72
5.1.3 DATA DI COSTITUZIONE E DURATA DELLA SOCIETÀ 72
5.1.4 DOMICILIO E FORMA GIURIDICA DELLA SOCIETÀ, LEGISLAZIONE IN BASE ALLA QUALE OPERA, PAESE DI COSTITUZIONE, INDIRIZZO E NUMERO DI TELEFONO DELLA SEDE SOCIALE 72
5.1.5 FATTI IMPORTANTI NELL’EVOLUZIONE DELL’ATTIVITÀ DELLA SOCIETÀ 72
5.2 INVESTIMENTI 77
5.2.1 INVESTIMENTI EFFETTUATI NEL CORSO DELL’XXXXXX XXXXXXXX 00
5.2.2 INVESTIMENTI IN CORSO DI REALIZZAZIONE 80
5.2.3 INVESTIMENTI FUTURI 80
6. PANORAMICA DELLE ATTIVITÀ 82
6.1 PRINCIPALI ATTIVITÀ 82
6.1.1 INTRODUZIONE 82
6.1.2 IL GAS NATURALE IN ITALIA 82
6.1.3 LA STRUTTURA DELL’INDUSTRIA 84
6.2 L’ATTIVITÀ DI TRASPORTO SVOLTA DA SNAM RETE GAS 86
6.2.1 IL SISTEMA DI TRASPORTO DI SNAM RETE GAS 86
6.2.2 IL SERVIZIO DI TRASPORTO 92
6.2.3 ANDAMENTO OPERATIVO DELL’ATTIVITÀ DI TRASPORTO 96
6.3 LE ATTIVITÀ DI RIGASSIFICAZIONE DEL GNL SVOLTA DA GNL ITALIA 99
6.3.1 IL TERMINALE GNL DI PANIGAGLIA 100
6.3.2 IL PROCESSO DI CONFERIMENTO DELLA CAPACITÀ DI RIGASSIFICAZIONE 101
6.3.3 ANDAMENTO OPERATIVO ATTIVITÀ DI RIGASSIFICAZIONE 102
6.4 L’ATTIVITÀ DI STOCCAGGIO DEL GAS NATURALE SVOLTA DA STOGIT 102
6.4.1 INFRASTRUTTURE DI STOCCAGGIO 103
6.4.2 SERVIZI DI STOCCAGGIO 106
6.5 L’ATTIVITÀ DI DISTRIBUZIONE SVOLTA DA ITALGAS 107
6.5.1 L’ATTIVITÀ DI DISTRIBUZIONE 107
6.5.2 IL SISTEMA DISTRIBUTIVO: MODALITÀ DI FUNZIONAMENTO E DATI OPERATIVI 109
6.6 QUADRO NORMATIVO 112
6.6.1 LA NORMATIVA COMUNITARIA 112
6.6.2 LA NORMATIVA NAZIONALE E L’ATTUAZIONE DELLE DIRETTIVE COMUNITARIE. 112
6.6.3 DEFINIZIONI NORMATIVE 115
6.6.4 ACCESSO AL SERVIZIO 117
6.6.5 DETERMINAZIONE DELLE TARIFFE 119
6.6.6 SEPARAZIONE SOCIETARIA, AMMINISTRATIVA E CONTABILE (“UNBUNDLING”) 124
6.7 PROGRAMMI FUTURI E STRATEGIE 127
6.8 PRINCIPALI MERCATI 127
6.9 FATTORI ECCEZIONALI 128
6.10 DIPENDENZA DA BREVETTI O LICENZE, DA CONTRATTI INDUSTRIALI, COMMERCIALI O FINANZIARI, O DA NUOVI PROCEDIMENTI DI FABBRICAZIONE 128
6.11 POSIZIONE CONCORRENZIALE 129
6.12 GESTIONE DEI RISCHI 130
6.12.1 PREMESSA 130
6.12.2 XXXXXXX XX XXXXXXX 000
6.12.3 RISCHIO LIQUIDITÀ 132
6.12.4 RISCHIO OPERATION 133
7. STRUTTURA ORGANIZZATIVA 134
7.1 GRUPPO DI APPARTENENZA DELL’EMITTENTE 134
8. IMMOBILI, IMPIANTI E MACCHINARI 135
8.1 IMMOBILIZZAZIONI MATERIALI 135
8.1.1 BENI IMMOBILI, IMPIANTI E ATTREZZATURE IN PROPRIETÀ 135
8.1.2 BENI IN USO 138
8.1.3 IMMOBILI IN LEASING 138
8.2 PROBLEMATICHE AMBIENTALI 138
9. RESOCONTO DELLA SITUAZIONE GESTIONALE E FINANZIARIA 139
9.1 SITUAZIONE FINANZIARIA 139
9.2 GESTIONE OPERATIVA 140
9.2.1 INFORMAZIONI RIGUARDANTI EVENTI IMPORTANTI CHE HANNO AVUTO RIPERCUSSIONI SIGNIFICATIVE SUL REDDITO DERIVANTE DALL’ATTIVITÀ DEL NUOVO GRUPPO SNAM RETE GAS 140
9.2.2 CONTI ECONOMICI RELATIVI AGLI ESERCIZI CHIUSI AL 31 DICEMBRE 2008, 2007 E 2006 DEL GRUPPO SNAM RETE GAS, RICONDUCIBILE ALL’ATTIVITÀ DI TRASPORTO E RIGASSIFICAZIONE 143
9.2.3 CONTI ECONOMICI RELATIVI AGLI ESERCIZI CHIUSI AL 31 DICEMBRE 2008, 2007 E 2006 DI STOGIT, RICONDUCIBILE ALL’ATTIVITÀ DI STOCCAGGIO 155
9.2.4 CONTI ECONOMICI RELATIVI AGLI ESERCIZI CHIUSI AL 31 DICEMBRE 2008, 2007 E 2006 DEL GRUPPO ITALGAS, RICONDUCIBILE ALL’ATTIVITÀ DI DISTRIBUZIONE 163
10. RISORSE FINANZIARIE 172
10.1 RISORSE FINANZIARIE 172
10.1.1 INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO 172
10.1.2 STRUMENTI FINANZIARI DERIVATI 175
10.2 FLUSSI DI CASSA RELATIVI AGLI ESERCIZI CHIUSI AL 31 DICEMBRE 2008, 2007, 2006 176
10.3 RISCHI FINANZIARI 181
10.4 LIMITAZIONI ALL’USO DELLE RISORSE FINANZIARIE 181
10.5 FONTI PREVISTE DI FINANZIAMENTO 181
11. RICERCA E SVILUPPO, BREVETTI E LICENZE D’USO 182
11.1 L’ATTIVITÀ DI RICERCA E SVILUPPO 182
12. INFORMAZIONI SULLE TENDENZE PREVISTE 183
12.1 TENDENZE SIGNIFICATIVE RECENTI NELL’ANDAMENTO DELLA PRODUZIONE, DELLE VENDITE E DELLE SCORTE E NELL’EVOLUZIONE DEI COSTI E DEI PREZZI DI VENDITA DALLA CHIUSURA DELL’ULTIMO ESERCIZIO FINO ALLA DATA DEL PROSPETTO INFORMATIVO 183
12.2 INFORMAZIONI SU TENDENZE, INCERTEZZE, RICHIESTE, IMPEGNI O FATTI NOTI CHE POTREBBERO RAGIONEVOLMENTE AVERE RIPERCUSSIONI SIGNIFICATIVE SULLE PROSPETTIVE DELLA SOCIETÀ ALMENO PER L’ESERCIZIO IN CORSO 183
13. PREVISIONE O STIME DEGLI UTILI 187
14. ORGANI DI AMMINISTRAZIONE, DI DIREZIONE O DI VIGILANZA E ALTI DIRIGENTI 188
14.1 INFORMAZIONI CIRCA GLI ORGANI AMMINISTRATIVI, DI DIREZIONE E DI VIGILANZA, I SOCI E GLI ALTI DIRIGENTI 188
14.1.1 CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE 188
14.1.2 COLLEGIO SINDACALE 193
14.1.3 PRINCIPALI DIRIGENTI 199
14.2 CONFLITTO DI INTERESSI DEGLI ORGANI DI AMMINISTRAZIONE, DI DIREZIONE E DI VIGILANZA E DEGLI ALTI DIRIGENTI 202
14.2.1 POTENZIALI CONFLITTI DI INTERESSE DEI MEMBRI DEL CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE E DEL COLLEGIO SINDACALE O DEI PRINCIPALI DIRIGENTI 202
14.2.2 ACCORDI O INTESE DEI MEMBRI DEL CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE E DEL COLLEGIO SINDACALE O DEI DIRIGENTI CON I PRINCIPALI AZIONISTI, CLIENTI O FORNITORI DELL’EMITTENTE 202
14.2.3 EVENTUALI RESTRIZIONI CONCORDATE DAI MEMBRI DEL CONSIGLIO
DI AMMINISTRAZIONE E DEL COLLEGIO SINDACALE E DAI DIRIGENTI 202
15. REMUNERAZIONI E BENEFICI 204
15.1 REMUNERAZIONE E BENEFICI CORRISPOSTI AI MEMBRI DEL CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE, DEL COLLEGIO SINDACALE E AI PRINCIPALI DIRIGENTI 204
15.2 AMMONTARE DEGLI IMPORTI ACCANTONATI O ACCUMULATI DALL’EMITTENTE O DA SUE SOCIETÀ CONTROLLATE PER LA CORRESPONSIONE DI PENSIONI, INDENNITÀ DI FINE RAPPORTO O BENEFICI ANALOGHI 205
16. PRASSI DEL CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE 206
16.1 DURATA DELLA CARICA DEL CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE E DEL COLLEGIO SINDACALE 206
16.2 INFORMAZIONI SUI CONTRATTI DI LAVORO STIPULATI DAI MEMBRI DEGLI ORGANI DI AMMINISTRAZIONE, DI DIREZIONE O DI VIGILANZA CON LA SOCIETÀ O CON LE SOCIETÀ CONTROLLATE CHE PREVEDONO INDENNITÀ
DI FINE RAPPORTO 206
16.3 INFORMAZIONI SUL COMITATO PER IL CONTROLLO INTERNO E SUL COMITATO PER LA REMUNERAZIONE DELLA SOCIETÀ 206
16.4 DICHIARAZIONE CHE ATTESTA L’OSSERVANZA DA PARTE DELLA SOCIETÀ DELLE NORME IN MATERIA DI GOVERNO SOCIETARIO VIGENTI 208
16.5 SEPARAZIONE SOCIETARIA, FUNZIONALE ED ORGANIZZATIVA DEI GESTORI DI SISTEMI DI TRASPORTO E DISPACCIAMENTO GAS FACENTI PARTE DI
GRUPPI DI IMPRESE VERTICALMENTE INTEGRATE 208
17. DIPENDENTI 211
17.1 NUMERO DIPENDENTI 211
17.2 PARTECIPAZIONI AZIONARIE E STOCK OPTION 211
17.3 DESCRIZIONE DI EVENTUALI ACCORDI DI PARTECIPAZIONE DEI DIPENDENTI
AL CAPITALE DELLA SOCIETÀ 215
18. PRINCIPALI AZIONISTI 216
18.1 PRINCIPALI AZIONISTI DELLA SOCIETÀ 216
18.2 DIRITTI DI VOTO DEI PRINCIPALI AZIONISTI 216
18.3 SOGGETTO CONTROLLANTE LA SOCIETÀ 216
18.4 ACCORDI CHE POSSONO DETERMINARE UNA VARIAZIONE DELL’ASSETTO DI CONTROLLO DELLA SOCIETÀ 216
19. OPERAZIONI CON PARTI CORRELATE 217
19.1 OPERAZIONI STRAORDINARIE CON PARTI CORRELATE 222
20. INFORMAZIONI FINANZIARIE RIGUARDANTI LE ATTIVITÀ E LE PASSIVITÀ, LA SITUAZIONE FINANZIARIA E I PROFITTI E LE PERDITE DELL’EMITTENTE 224
20.1 INFORMAZIONI FINANZIARIE RELATIVE AGLI ESERCIZI PASSATI 224
20.2 INFORMAZIONI PRO-FORMA 313
20.3 POLITICA DEI DIVIDENDI 329
20.4 PROCEDIMENTI GIUDIZIARI E ARBITRALI 330
20.4.1 PROCEDIMENTO PENALE 330
20.4.2 CONTENZIOSO CIVILE E AMMINISTRATIVO 331
20.4.3 CONTENZIOSO FISCALE 332
20.5 CAMBIAMENTI SIGNIFICATIVI NELLA SITUAZIONE FINANZIARIA O COMMERCIALE DELL’EMITTENTE 332
21. INFORMAZIONI SUPPLEMENTARI 333
21.1 CAPITALE AZIONARIO 333
21.1.1 CAPITALE AZIONARIO EMESSO. 333
21.1.2 AZIONI NON RAPPRESENTATIVE DEL CAPITALE 333
21.1.3 AZIONI PROPRIE 333
21.1.4 IMPORTO DELLE OBBLIGAZIONI CONVERTIBILI, SCAMBIABILI O CON WARRANT 333
21.1.5 INDICAZIONE DI EVENTUALI DIRITTI E/O OBBLIGHI DI ACQUISTO SUL CAPITALE DELLA SOCIETÀ AUTORIZZATO MA NON EMESSO O DI IMPEGNO ALL’AUMENTO DI CAPITALE 333
21.1.6 ESISTENZA DI OFFERTE IN OPZIONE AVENTI AD OGGETTO IL CAPITALE
DI EVENTUALI MEMBRI DEL GRUPPO SNAM RETE GAS 334
21.1.7 DESCRIZIONE DELL’EVOLUZIONE DEL CAPITALE AZIONARIO 334
21.2 ATTO COSTITUTIVO E STATUTO 335
21.2.1 DESCRIZIONE DELL’OGGETTO SOCIALE E DEGLI SCOPI DELLA SOCIETÀ 335
21.2.2 SINTESI DELLE DISPOSIZIONI DELLO STATUTO DELLA SOCIETÀ RIGUARDANTI I MEMBRI DEGLI ORGANI DI AMMINISTRAZIONE, DI DIREZIONE E DI VIGILANZA 336
21.2.3 DESCRIZIONE DEI DIRITTI, DEI PRIVILEGI E DELLE RESTRIZIONI CONNESSI A CIASCUNA CLASSE DI AZIONI ESISTENTI 342
21.2.4 DESCRIZIONE DELLE MODALITÀ DI MODIFICA DEI DIRITTI DEI POSSESSORI DELLE AZIONI, CON INDICAZIONE DEI CASI IN CUI LE CONDIZIONI SONO PIÙ SIGNIFICATIVE DELLE CONDIZIONI PREVISTE
PER LEGGE 343
21.2.5 DESCRIZIONE DELLE CONDIZIONI CHE DISCIPLINANO LE MODALITÀ DI CONVOCAZIONE DELLE ASSEMBLEE ANNUALI E DELLE ASSEMBLEE STRAORDINARIE DEGLI AZIONISTI, IVI COMPRESE LE
CONDIZIONI DI AMMISSIONE 344
21.2.6 DESCRIZIONE DELLE DISPOSIZIONI DELLO STATUTO CHE POTREBBERO AVERE L’EFFETTO DI RITARDARE, RINVIARE O IMPEDIRE UNA MODIFICA DELL’ASSETTO DI CONTROLLO DELLA SOCIETÀ 345
21.2.7 INDICAZIONE DI EVENTUALI DISPOSIZIONI DELLO STATUTO DELLA SOCIETÀ CHE DISCIPLINANO LA SOGLIA DI POSSESSO AL DI SOPRA DELLA QUALE VIGE L’OBBLIGO DI COMUNICAZIONE AL PUBBLICO DELLA QUOTA DI AZIONI POSSEDUTA 345
21.2.8 DESCRIZIONE DELLE CONDIZIONI PREVISTE DALL’ATTO COSTITUTIVO E DALLO STATUTO PER LA MODIFICA DEL CAPITALE SOCIALE 346
22. CONTRATTI IMPORTANTI 347
22.1 PROGETTO GALSI 347
22.2 L’ACQUISIZIONE DI ITALGAS 348
22.3 L’ACQUISIZIONE DI STOGIT 351
22.4 MOTIVAZIONI E FINALITÀ DELLE ACQUISIZIONI 354
22.5 FONTI DI FINANZIAMENTO INDIVIDUATE A COPERTURA DEL PREZZO DELLE ACQUISIZIONI 355
23. INFORMAZIONI PROVENIENTI DA TERZI, PARERI DI ESPERTI E DICHIARAZIONI DI INTERESSI 357
23.1 RELAZIONI E PARERI DI ESPERTI 357
23.2 INFORMAZIONI PROVENIENTI DA TERZI 357
24. DOCUMENTI ACCESSIBILI AL PUBBLICO 358
25. INFORMAZIONI SULLE PARTECIPAZIONI 360
SEZIONE SECONDA 361
1. PERSONE RESPONSABILI 363
1.1 PERSONE RESPONSABILI DELLE INFORMAZIONI 363
1.2 DICHIARAZIONE DI RESPONSABILITÀ 363
2. FATTORI DI RISCHIO 364
3. INFORMAZIONI FONDAMENTALI 365
3.1 DICHIARAZIONE RELATIVA AL CAPITALE CIRCOLANTE 365
3.2 FONDI PROPRI E INDEBITAMENTO 365
3.3 INTERESSI DI PERSONE FISICHE E XXXXXXXXXX PARTECIPANTI ALL’OFFERTA 365
3.4 RAGIONI DELL’OFFERTA E IMPIEGO DEI PROVENTI 365
4. INFORMAZIONI RIGUARDANTI GLI STRUMENTI FINANZIARI DA OFFRIRE E DA AMMETTERE ALLA NEGOZIAZIONE 367
4.1 TIPO E CLASSE DEGLI STRUMENTI FINANZIARI OFFERTI AL PUBBLICO E AMMESSI ALLA NEGOZIAZIONE 367
4.2 LEGISLAZIONE IN BASE ALLA QUALE LE AZIONI SARANNO EMESSE. 367
4.3 CARATTERISTICHE DELLE AZIONI 367
4.4 VALUTA DI EMISSIONE DEGLI STRUMENTI FINANZIARI. 367
4.5 DESCRIZIONE DEI DIRITTI CONNESSI ALLE AZIONI 367
4.6 INDICAZIONE DELLA DELIBERA IN VIRTÙ DELLA QUALE LE AZIONI SARANNO EMESSE 368
4.7 DATA PREVISTA PER L’EMISSIONE DELLE AZIONI 368
4.8 DESCRIZIONE DI EVENTUALI RESTRIZIONI ALLA LIBERA TRASFERIBILITÀ DEGLI STRUMENTI FINANZIARI 368
4.9 INDICAZIONE DELL’ESISTENZA DI EVENTUALI NORME IN MATERIA DI OBBLIGO DI OFFERTA AL PUBBLICO DI ACQUISTO E/O DI OFFERTA DI ACQUISTO E DI VENDITA RESIDUALI IN RELAZIONE ALLE AZIONI 368
4.10 INDICAZIONE DELLE OFFERTE PUBBLICHE DI ACQUISTO EFFETTUATE DA TERZI SULLE AZIONI DELLA SOCIETÀ NEL CORSO DELL’ULTIMO ESERCIZIO
E DELL’ESERCIZIO IN CORSO 369
4.11 REGIME FISCALE 369
5. CONDIZIONI DELL’OFFERTA 380
5.1 CONDIZIONI, STATISTICHE RELATIVE ALL’OFFERTA, CALENDARIO PREVISTO
E MODALITÀ DI SOTTOSCRIZIONE DELL’OFFERTA 380
5.1.1 CONDIZIONI ALLE QUALI L’OFFERTA È SUBORDINATA 380
5.1.2 AMMONTARE TOTALE DELL’OFFERTA 380
5.1.3 PERIODO DI VALIDITÀ DELL’OFFERTA E MODALITÀ DI SOTTOSCRIZIONE 380
5.1.4 REVOCA E SOSPENSIONE DELL’OFFERTA 381
5.1.5 RIDUZIONE DELLE ADESIONI E MODALITÀ DI RIMBORSO 382
5.1.6 AMMONTARE MINIMO E/O MASSIMO DELLE ADESIONI 382
5.1.7 POSSIBILITÀ DI RITIRARE L’ADESIONE 382
5.1.8 MODALITÀ E TERMINI PER IL PAGAMENTO E LA CONSEGNA DELLE AZIONI 382
5.1.9 PUBBLICAZIONE DEI RISULTATI DELL’OFFERTA 383
PRELAZIONE, PER | LA | NEGOZIABILITÀ | DEI | DIRITTI | DI |
SOTTOSCRIZIONE E | PER | IL TRATTAMENTO | DEI | DIRITTI | DI |
5.1.10 PROCEDURA PER L’ESERCIZIO DI UN EVENTUALE DIRITTO DI
SOTTOSCRIZIONE NON ESERCITATI 383
5.2 PIANO DI RIPARTIZIONE E DI ASSEGNAZIONE 383
5.2.1 DESTINATARI E MERCATI DELL’OFFERTA 383
5.2.2 IMPEGNI A SOTTOSCRIVERE LE AZIONI 384
5.2.3 INFORMAZIONI DA COMUNICARE PRIMA DELL’ASSEGNAZIONE 385
5.2.4 PROCEDURA PER LA COMUNICAZIONE AI SOTTOSCRITTORI DELL’AMMONTARE ASSEGNATO 385
5.2.5 OVER ALLOTMENT E GREENSHOE 385
5.3 FISSAZIONE DEL PREZZO 385
5.3.1 PREZZO DI OFFERTA 385
5.3.2 LIMITAZIONE DEL DIRITTO DI OPZIONE DEGLI AZIONISTI 385
5.3.3 EVENTUALE DIFFERENZA TRA IL PREZZO DI EMISSIONE DELLE AZIONI E PREZZO DELLE AZIONI PAGATO NEL CORSO DELL’ANNO
PRECEDENTE O DA PAGARE DA PARTE DEI MEMBRI DEL CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE, DEI MEMBRI DEL COLLEGIO SINDACALE, DEI PRINCIPALI DIRIGENTI O PERSONE AFFILIATE 385
5.4 COLLOCAMENTO E SOTTOSCRIZIONE 386
5.4.1 INDICAZIONE DEI RESPONSABILI DEL COLLOCAMENTO DELL’OFFERTA E DEI COLLOCATORI 386
5.4.2 DENOMINAZIONE E INDIRIZZO DEGLI ORGANISMI INCARICATI DEL SERVIZIO FINANZIARIO E DEGLI AGENTI DEPOSITARI IN OGNI PAESE 386
5.4.3 IMPEGNI DI SOTTOSCRIZIONE E GARANZIA 386
5.4.4 DATA DI STIPULA DELL’ACCORDO DI SOTTOSCRIZIONE E GARANZIA 387
6. AMMISSIONE ALLA NEGOZIAZIONE E MODALITÀ DI NEGOZIAZIONE 388
6.1 DOMANDA DI AMMISSIONE ALLE NEGOZIAZIONI 388
6.2 ALTRI MERCATI REGOLAMENTATI 388
6.3 ALTRE OPERAZIONI 388
6.4 INTERMEDIARI NEL MERCATO SECONDARIO 388
6.5 STABILIZZAZIONE 388
7. POSSESSORI DI STRUMENTI FINANZIARI CHE PROCEDONO ALLA VENDITA 389
8. SPESE LEGATE ALL’OFFERTA 390
8.1 PROVENTI NETTI TOTALI E STIMA DELLE SPESE TOTALI LEGATE ALL’OFFERTA 390
9. DILUIZIONE 391
9.1 AMMONTARE E PERCENTUALE DELLA DILUIZIONE IMMEDIATA DERIVANTE DALL’OFFERTA 391
10. INFORMAZIONI SUPPLEMENTARI 392
10.1 CONSULENTI 392
10.2 INDICAZIONE DI ALTRE INFORMAZIONI CONTENUTE NELLA PRESENTE SEZIONE SOTTOPOSTE A REVISIONE O A REVISIONE LIMITATA DA PARTE DI REVISORI LEGALI DEI CONTI 392
10.3 PARERI O RELAZIONI DEGLI ESPERTI 392
10.4 INFORMAZIONI PROVENIENTI DA TERZI 392
APPENDICI 393
ALLEGATO 1 395
ALLEGATO 2 401
ALLEGATO 3 403
DEFINIZIONI
Si riporta di seguito un elenco delle principali definizioni e dei termini utilizzati, in maniera più ricorrente, all’interno del Prospetto Informativo. Tali definizioni e termini (menzionati nella loro forma singolare o plurale), salvo quanto diversamente specificato, hanno il significato di seguito indicato.
Acquisizioni L’acquisto dell’intero capitale sociale di Italgas e Stogit in base ai contratti stipulati in data 12 febbraio 2009 tra Snam Rete Gas ed Eni.
Aumento di Capitale L’aumento di capitale sociale a pagamento di Euro 3.470.728.647 da
eseguirsi in forma scindibile, mediante emissione di massime n. 1.614.292.394 azioni ordinarie del valore nominale unitario di Euro 1,00 cadauna, da offrirsi in opzione agli aventi diritto ai sensi dell’articolo 2441, primo comma, del Codice Civile.
AEEG L’Autorità per l’energia elettrica e il gas, operativa dal 1997, preposta alla regolamentazione dei mercati nazionali dell’energia elettrica e del gas naturale. Tra le sue funzioni vi sono la determinazione e l’aggiornamento delle tariffe, nonché la predisposizione delle regole per l’accesso alle infrastrutture e per l’erogazione dei servizi relativi alle attività di trasporto e dispacciamento del gas naturale, di rigassificazione del GNL, di stoccaggio e di distribuzione del gas naturale.
Azioni Le n. 1.614.292.394 azioni ordinarie di nuova emissione della Società, ciascuna del valore nominale di Euro 1,00, oggetto dell’Offerta in Opzione.
BNP PARIBAS BNP Paribas, con sede legale in 00 Xxxxxxxxx xxx Xxxxxxxx, 00000 -
Xxxxxx, Xxxxxxx.
Borsa Italiana Borsa Italiana S.p.A., con sede in Xxxxxx Xxxxxx 0, Xxxxxx.
Capitale Sociale di Snam Rete Gas Post Offerta
Il capitale sociale dell’Emittente, quale risulterà ipotizzando l’integrale sottoscrizione dell’Aumento di Capitale.
Co-Bookrunners BNP PARIBAS, Credit Suisse, Xxxxxxx Xxxxx International e UniCredit
Group (HVB).
Codice Civile Il Regio Decreto 16 marzo 1942, n. 262, come successivamente modificato e integrato.
Codice di Autodisciplina Il Codice di Autodisciplina delle società quotate predisposto ed
approvato dal Comitato per la Corporate Governance di Borsa Italiana.
Consob Commissione Nazionale per le Società e la Borsa, con sede in Xxx X.X. Xxxxxxx 0, Xxxx.
Credit Suisse Credit Suisse Securities (Europe) Limited, con sede legale in Xxx Xxxxx Xxxxxx, Xxxxxx, X00 0XX, Xxxxx Xxxxx.
Data del Prospetto Informativo La data di pubblicazione del Prospetto Informativo.
Diritti di Opzione I diritti che danno diritto alla sottoscrizione delle Azioni.
Emittente o Snam Rete Gas o la Società
Snam Rete Gas S.p.A. con sede legale in Xxxxxx Xxxxx Xxxxxxx 0, Xxx Xxxxxx Xxxxxxxx, Xxxxxx.
Eni Eni S.p.A. con sede legale in Xxxxxxxx Xxxxxx Xxxxxx 0, Xxxx.
Galsi Società di sviluppo, realizzazione e gestione del gasdotto Algeria-Italia Via Sardegna S.p.A. in forma abbreviata Galsi S.p.A.. Xxxxx è partecipata da Sonatrach per il 41,6%, da Xxxxxx S.p.A. per il 20,8%, da Enel Produzione S.p.A. per il 15,6%, da Hera Trading S.r.l. per il 10,4% e da Società Finanziaria Industriale Rinascita Sardegna s.f.i.r.s. S.p.A. per l’11,5%.
GNL Italia GNL Italia S.p.A., con sede legale in Xxxxxx Xxxxx Xxxxxxx, 0, Xxx Xxxxxx Xxxxxxxx, Xxxxxx.
Gruppo Eni Eni e le società dalla stessa controllate ai sensi dell’articolo 2359 del Codice Civile e dell’articolo 93 del TUF.
Gruppo Italgas Italgas e le società dalla stessa controllate ai sensi dell’articolo 2359 del
Codice Civile e dell’articolo 93 del TUF.
Gruppo Snam Rete Gas Snam Rete Gas e la controllata GNL Italia.
IFRS o Principi Contabili Internazionali
Tutti gli “International Financial Reporting Standards”, tutti gli “International Accounting Standards” (IAS), tutte le interpretazioni dell’“International Reporting Interpretations Committee” (IFRIC), precedentemente denominate “Standing Interpretations Committe” (SIC), adottati dall’Unione Europea.
Italgas Società Italiana per il Gas S.p.A. o Italgas S.p.A. con sede legale in Xxxxx Xxxxx Xxxxx, 0, Xxxxxx.
Joint Global Coordinators e Joint Bookrunners
Mediobanca, Xxxxxx Xxxxxxx e UBS.
Mediobanca Mediobanca - Banca di Credito Finanziario S.p.A., con sede legale in Xxxxxxxxx Xxxxxx, 0, Xxxxxx.
Xxxxxxx Xxxxx International Xxxxxxx Xxxxx International, con sede legale in 0 Xxxx Xxxxxx Xxxxxx,
Xxxxxx, XX0X 0XX, Xxxxx Xxxxx.
Monte Titoli Monte Titoli S.p.A., con sede legale in Xxx Xxxxxxxx, 0, Xxxxxx.
Xxxxxx Xxxxxxx Xxxxxx Xxxxxxx & Co. International Plc con sede legale in 00 Xxxxx
Xxxxxx, Xxxxxx Xxxxx, Xxxxxx, X00 0XX, Xxxxx Xxxxx.
MTA o Mercato Telematico Azionario
Il Mercato Telematico Azionario organizzato e gestito da Borsa Italiana.
Nuovo Gruppo Snam Rete Gas Snam Rete Gas, GNL Italia, Stogit ed il Gruppo Italgas.
Offerta in Borsa Il periodo di offerta sul mercato regolamentato dei Diritti di Opzione non
esercitati nel Periodo di Opzione, ai sensi dell’articolo 2441, terzo comma, del Codice Civile.
Offerta o Offerta in Opzione L’offerta in opzione di n. 1.614.292.394 Azioni, rivolta agli azionisti di
Snam Rete Gas nel rapporto di n. 11 Azioni ogni n. 12 azioni ordinarie Snam Rete Gas possedute.
Parti Correlate Indica i soggetti ricompresi nella definizione del principio contabile
internazionale IAS 24.
Periodo di Opzione Periodo di adesione all’Offerta in Opzione compreso tra il 27 aprile 2009
e il 15 maggio 2009 inclusi.
Piano Strategico 2009-2012 Il piano strategico, approvato dal Consiglio di Amministrazione
dell’Emittente in data 12 febbraio 2009, che individua le scelte d’indirizzo strategico d’impresa e programma le azioni necessarie al raggiungimento degli obiettivi definiti per il periodo 2009-2012.
Prezzo di Offerta Il prezzo al quale ciascuna Azione è offerta in opzione nell’ambito
dell’Offerta, pari a Euro 2,15, di cui Euro 1,15 a titolo di sovrapprezzo.
Prospetto Informativo Il presente prospetto informativo di Offerta in Opzione e di ammissione
a quotazione sul Mercato Telematico Azionario organizzato e gestito da Borsa Italiana S.p.A.. Il Prospetto Informativo contiene anche le informazioni previste dagli artt. 71 e 71-bis del Regolamento Emittenti.
Regolamento CE 1606/2002 Il Regolamento CE del 19 luglio 2002 relativo all’applicazione dei
Principi Contabili Internazionali.
Regolamento di Borsa Il regolamento dei mercati organizzati e gestiti da Borsa Italiana, vigente alla Data del Prospetto Informativo.
Regolamento Emittenti Il regolamento adottato da Consob con Delibera n. 11971 in data 14
maggio 1999 e sue successive modifiche ed integrazioni.
Società di Revisione PricewaterhouseCoopers S.p.A., con sede in Xxx Xxxxx Xxxx, 00,
Xxxxxx.
Statuto Lo statuto sociale dell’Emittente vigente alla Data del Prospetto Informativo.
Stogit Stoccaggi Gas Italia S.p.A. o Stogit S.p.A. con sede legale in Xxx xxxx’Xxxxxx Xxxxxxx, 0, Xxx Xxxxxx Xxxxxxxx, Xxxxxx.
Testo Unico della Finanza o TUF
Il Decreto Legislativo n. 58 del 24 febbraio 1998 e sue successive modifiche ed integrazioni.
Testo Unico Bancario o TUB Il Decreto Legislativo n. 385 del 1 settembre 1993 e sue successive
modifiche ed integrazioni.
Testo Unico delle Imposte sui Redditi o TUIR
Il Decreto del Presidente della Repubblica del 22 dicembre 1986, n. 917 e sue successive modifiche ed integrazioni.
UBS UBS Limited con sede legale in 0 Xxxxxxxx Xxxxxx, Xxxxxx, XX0X 0XX, Xxxxx Xxxxx.
UniCredit Group (HVB) Bayerische Hypo- und Vereinsbank AG, Succursale di Milano con sede
legale in Xxx Xxxxxxx Xxxxxx, 00, 00000 - Xxxxxx.
GLOSSARIO
Anno Termico Periodo temporale di riferimento in cui viene suddiviso il periodo di
regolazione per l’attività di trasporto e dispacciamento del gas naturale e per l’attività di rigassificazione del GNL, la cui durata va dal 1 ottobre di ciascun anno al 30 settembre dell’anno successivo.
Anno Termico per l’Attività di Distribuzione
Periodo temporale di riferimento in cui viene suddiviso il periodo di regolazione per l’attività di distribuzione del gas naturale, la cui durata va dal 1 gennaio al 31 dicembre di ciascun anno.
Anno Termico per l’Attività di Stoccaggio
Periodo temporale di riferimento in cui viene suddiviso il periodo di regolazione per l’attività di stoccaggio del gas naturale, la cui durata va dal 1 aprile di ciascun anno al 31 marzo dell’anno successivo.
Centrali di Compressione Impianti, di proprietà di Snam Rete Gas, aventi lo scopo di aumentare la
pressione del gas nelle condotte e riportarla al valore necessario per assicurare il flusso di gas richiesto. Le centrali di compressione sono posizionate lungo la Rete Nazionale e comprendono generalmente più unità di compressione.
Centri di Manutenzione Unità operative di Snam Rete Gas presidiate da personale specializzato e
distribuite sul territorio nazionale lungo il sistema di trasporto, con il compito di garantire la manutenzione e l’esercizio dei gasdotti e di tutti gli impianti a questi connessi e di effettuare gli eventuali interventi di emergenza al fine di assicurare le regolari condizioni di esercizio dei gasdotti stessi.
Centro di Dispacciamento Centro operativo, di proprietà di Snam Rete Gas, costantemente
presidiato per la supervisione, il controllo e il governo del sistema di trasporto del gas naturale. Il Centro di Dispacciamento riceve informazioni in via telematica sulla pressione, portata e temperatura del gas nonché sulla situazione delle valvole di intercettazione delle condotte e delle Centrali di Compressione. In funzione delle informazioni ricevute e dei programmi di trasporto, il dispacciamento regola il flusso del gas agendo sulle valvole e sulle unità di compressione.
Cliente Xxxxxx La persona fisica o giuridica che ha la capacità, per effetto del Decreto
Letta, di stipulare contratti di fornitura, acquisto e vendita con qualsiasi produttore, importatore o grossista sia in Italia che all’estero, ed ha diritto di accesso al Sistema.
Codice di Distribuzione Documento che stabilisce le norme che regolano i diritti e gli obblighi
dei soggetti coinvolti nel processo di erogazione del servizio di distribuzione del gas naturale.
Codice di Rete Documento che stabilisce le norme che regolano i diritti e gli obblighi
dei soggetti coinvolti nel processo di erogazione del servizio di trasporto e dispacciamento del gas naturale.
Codice di Rigassificazione Documento che stabilisce le norme che regolano i diritti e gli obblighi
dei soggetti coinvolti nel processo di erogazione del servizio di rigassificazione del GNL.
Codice di Stoccaggio Documento che stabilisce le norme che regolano i diritti e gli obblighi
dei soggetti coinvolti nell’erogazione del servizio di stoccaggio del gas naturale.
Decreto Letta Decreto Legislativo 23 maggio 2000, n. 164 “Attuazione della Direttiva
98/30/CE recante norme comuni per il mercato interno del gas naturale”.
Direttiva Gas Direttiva 98/30/CE del Parlamento e del Consiglio Europeo del 22 giugno 1998.
Dispacciamento del gas naturale
Le operazioni finalizzate ad impartire disposizioni per l’utilizzazione e l’esercizio di tutti gli impianti necessari al funzionamento della rete di trasporto del gas naturale.
Distribuzione del gas naturale Le operazioni finalizzate al trasporto del gas naturale attraverso reti di
gasdotti in ambito urbano.
Gas Naturale Liquefatto (GNL)
Gas naturale, costituito prevalentemente da metano liquefatto per raffreddamento a circa -160 °C, a pressione atmosferica, allo scopo di renderlo idoneo al trasporto mediante apposite navi cisterna (metaniere) oppure allo stoccaggio in serbatoi. Per essere immesso nella Rete di Trasporto, il prodotto liquido deve essere riconvertito allo stato gassoso in impianti di rigassificazione del GNL e portato alla pressione di esercizio dei gasdotti.
Joule (J) Il Joule è l’unità di misura dell’energia. I suoi multipli più usati sono il Giga Joule (1 GJ=1 miliardo di Joule) e il Mega Joule (1 MJ=1 milione di Joule).
metro cubo di gas (m3) Un quantitativo di gas che abbia contenuto energetico pari a 9.100 kcal
(=38.100 J), riferito alle condizioni standard.
Periodo di Regolazione Il periodo temporale, normalmente quadriennale, per il quale sono
definiti i criteri per la determinazione delle tariffe per i servizi di trasporto e dispacciamento del gas naturale, di rigassificazione del GNL, di stoccaggio e di distribuzione del gas naturale.
PIG Dispositivo utilizzato per verificare l’integrità delle condotte. Viene inserito e percorre l’interno delle tubazioni spinto dalla differenza di pressione che si crea a monte ed a valle del dispositivo stesso. Contiene una strumentazione che consente di raccogliere informazioni relative all’integrità della condotta ispezionata.
Potere Calorifico Superiore La quantità di energia prodotta dalla combustione completa di una
quantità unitaria di gas naturale a determinate condizioni, quando la pressione di reazione è mantenuta costante ed i prodotti della sua combustione vengono riportati alla temperatura iniziale dei reagenti.
Price-Cap Meccanismo in base al quale un prezzo (price) viene aggiornato sulla base dell’andamento dell’inflazione e di un valore prefissato (cap) di efficienza/produttività.
Punto di Scambio Virtuale (PSV)
Punto virtuale situato tra i punti di entrata della Rete Nazionale e i punti di uscita della Rete Nazionale, presso il quale gli Utenti e gli altri soggetti abilitati possono effettuare, su base giornaliera, scambi e cessioni di gas.
RAB Valore del capitale investito netto calcolato sulla base delle regole definite dall’AEEG per le imprese che svolgono le attività di trasporto e dispacciamento del gas naturale, rigassificazione del GNL, di stoccaggio e di distribuzione del gas naturale al fine della determinazione dei ricavi di riferimento.
Rete di Trasporto del Gas Naturale o Rete di Trasporto
Insieme dei gasdotti, degli impianti di linea, delle Centrali di Compressione e delle infrastrutture, che a carattere Nazionale e Regionale assicurano il trasporto di gas, mediante l’interconnessione con le reti di trasporto internazionali, i punti di produzione e di stoccaggio del gas naturale, ai punti di riconsegna finalizzati alla distribuzione ed utilizzo.
È ripartita in Rete Nazionale di Gasdotti e Rete di Trasporto Regionale; il servizio di trasporto è da intendersi come un servizio integrato a partire dai punti di entrata e fino ai punti di riconsegna.
Rete Nazionale di Gasdotti o Rete Nazionale (RN)
Rete costituita da gasdotti di cui all’articolo 2 del Decreto Ministero dell’Industria, del Commercio e dell’Artigianato del 22 dicembre 2000 e successivi aggiornamenti annuali, ovvero l’insieme dei metanodotti e degli impianti dimensionati e verificati tenendo in considerazione i vincoli dati dalle importazioni/esportazioni, dalle principali produzioni nazionali e dagli stoccaggi, con la funzione di trasferire rilevanti quantità di gas da tali punti di immissione in rete fino alle macro aree di consumo. Con lo stesso obiettivo ne fanno parte alcuni metanodotti interregionali, nonché condotte di minori dimensioni aventi la funzione di chiudere maglie di rete formate dalle condotte sopra citate. La Rete Nazionale comprende inoltre le Centrali di Compressione e gli impianti connessi alle condotte sopra descritte.
Rete di Trasporto Regionale o Rete Regionale (RR)
Costituita da gasdotti non compresi nell’elenco di cui all’articolo 2 del Decreto Ministero dell’Industria, del Commercio e dell’Artigianato del 22 dicembre 2000 e successivi aggiornamenti annuali, aventi la funzione principale di movimentare e distribuire il gas in ambiti territoriali delimitati, tipicamente su scala regionale.
Rigassificazione del GNL Le operazioni finalizzate alla conversione del GNL allo stato gassoso per
l’immissione nella rete di trasporto del gas naturale.
Seconda Direttiva Gas Direttiva 2003/55/CE del Parlamento e del Consiglio Europeo del 26
giugno 2003.
Shipper o Utente o Utente del Sistema Gas
È l’utilizzatore del Sistema Gas.
Gli Shipper acquistano il gas da produttori, importatori o altri Shipper e vendono il gas a grandi clienti finali, quali centrali elettriche ed impianti industriali, normalmente collegati direttamente alla Rete di Trasporto, ai clienti residenziali e commerciali, collegati alla rete di distribuzione in ambito urbano o ad altri Shipper. A tal fine, gli Shipper utilizzano, attraverso le loro infrastrutture, i servizi forniti dalle imprese che operano nelle attività di trasporto e dispacciamento del gas naturale, di rigassificazione del GNL, di stoccaggio e di distribuzione del gas naturale. Nel Prospetto Informativo, ci si riferirà a Shipper o Utenti o Utenti del Sistema sia nel senso generale del Sistema Gas, sia come utilizzatori di uno o più dei servizi del Sistema stesso.
Sistema o Sistema Gas La Rete di Trasporto, la rete di distribuzione, gli stoccaggi e gli impianti
di GNL ubicati nel territorio nazionale e nelle zone marine soggette al diritto italiano di proprietà o gestiti dalle imprese di gas naturale, così come definito dal Decreto Letta.
Standard metro cubo (Sm3) Unità di misura di volume, usata per i gas, riferita a condizioni fisiche
“standard”, ossia alla pressione di 1,01325 bar (pressione atmosferica standard) ed alla temperatura di 15°C.
Stoccaggio del gas naturale Le operazioni finalizzate all’immagazzinamento del gas naturale per il
successivo utilizzo che consentono l’ottimizzazione dei flussi di gas in relazione alla variabilità della domanda, con particolare riferimento ai consumi invernali e ad eventuali picchi di domanda.
Tariffe di Rigassificazione Prezzi unitari applicati al servizio di rigassificazione del GNL.
Comprendono tariffe di capacità impegnata (“Capacity”) e tariffe per unità di energia rigassificata (“Commodity”) connesse rispettivamente alla capacità di rigassificazione richiesta dagli Utenti e ai volumi di gas scaricati dalle navi metaniere.
Tariffe di Trasporto Prezzi unitari applicati al servizio di trasporto e dispacciamento del gas
naturale. Comprendono tariffe di capacita impegnata (“Capacity”) e tariffe per unità di energia trasportata (“Commodity”) connesse, rispettivamente, alla capacità di trasporto richiesta dagli Utenti e al volume di gas immesso in rete.
Tonnellata equivalente di petrolio (tep)
L’equivalente energetico di una tonnellata di petrolio. Un miliardo di metri cubi di gas equivale a 0,825 milioni di tep. 1 milione di tep=1,212 miliardi di metri cubi di gas.
Trasporto del gas naturale Le operazioni di movimentazione del gas naturale attraverso la rete di
gasdotti.
WACC Weighted Average Cost of Capital è il costo medio ponderato del capitale inteso come il costo che l’azienda deve sostenere per raccogliere risorse finanziarie presso soci e terzi finanziatori. Si tratta di una media ponderata tra il costo del capitale proprio ed il costo del debito, con “pesi” rappresentati dai mezzi propri e dai debiti finanziari complessivi.
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NOTA DI SINTESI
Avvertenze
Il presente Prospetto Informativo contiene anche le informazioni richieste ai sensi dell’art. 71 e art. 71-bis e dell’allegato 3B, schema n. 3 e n. 4 del Regolamento Emittenti.
Le informazioni su Stogit, Italgas e sul Gruppo Italgas contenute nel presente Prospetto Informativo sono tratte esclusivamente da documenti pubblici.
L’Emittente non assume alcuna responsabilità in relazione alla veridicità, esaustività o completezza di ogni e qualsiasi informazione tratta dai documenti pubblici, bilanci e/o dati contabili di Stogit, Italgas e del Gruppo Italgas contenute nel presente Prospetto Informativo. Tali informazioni sono state riprodotte fedelmente e, per quanto a conoscenza dell’Emittente, non sono stati omessi fatti che potrebbero rendere tali informazioni inesatte o ingannevoli.
Con riferimento ai bilanci di Italgas, delle società del Gruppo Italgas e di Stogit la responsabilità compete ai rispettivi organi amministrativi.
La presente Nota di Xxxxxxx, redatta ai sensi del Regolamento 809/2004/CE e della Direttiva 2003/71/CE, riporta sinteticamente i rischi e le caratteristiche essenziali connessi all’Emittente, al Gruppo Snam Rete Gas, al Nuovo Gruppo Snam Rete Gas ed alle Azioni oggetto dell’Offerta.
Al fine di effettuare un corretto apprezzamento dell’investimento, gli investitori sono invitati a valutare le informazioni contenute nella Nota di Sintesi congiuntamente alle altre informazioni contenute nel Prospetto Informativo.
Si fa presente che la Nota di Xxxxxxx non sarà oggetto di pubblicazione o di diffusione al pubblico separatamente dalle altre Sezioni in cui il Prospetto Informativo si articola.
In particolare, si avverte espressamente che:
(a) la Nota di Sintesi deve essere letta come un’introduzione al Prospetto Informativo;
(b) qualsiasi decisione di investire nelle Azioni dovrebbe basarsi sull’esame da parte dell’investitore del Prospetto Informativo completo;
(c) qualora sia proposta un’azione dinanzi all’autorità giudiziaria in merito alle informazioni contenute nel Prospetto Informativo, l’investitore ricorrente potrebbe essere tenuto a sostenere le spese di traduzione del Prospetto Informativo prima dell’inizio del procedimento; e
(d) la responsabilità civile incombe sulle persone che hanno redatto la Nota di Sintesi e, eventualmente, la sua traduzione, soltanto qualora la stessa Nota di Sintesi risulti fuorviante, imprecisa e incoerente se letta congiuntamente alle altre parti del Prospetto Informativo.
I termini riportati con la lettera maiuscola sono definiti nelle apposite sezioni Definizioni e Glossario del Prospetto Informativo. I rinvii a Sezioni, Capitoli e Paragrafi si riferiscono alle Sezioni, ai Capitoli ed ai Paragrafi del Prospetto Informativo.
A. FATTORI DI RISCHIO
L’operazione descritta nel Prospetto Informativo presenta gli elementi di rischio tipici di un investimento in titoli azionari quotati. Al fine di effettuare un corretto apprezzamento dell’investimento, gli investitori sono invitati a valutare gli specifici fattori di rischio relativi: (i) all’Emittente e al Gruppo Snam Rete Gas ad essa facente capo, (ii) al settore di attività in cui gli stessi operano e (iii) agli strumenti finanziari offerti. Inoltre, in considerazione del fatto che alla Data del Prospetto Informativo è in via di perfezionamento l’operazione di acquisizione di Italgas e Stogit, si riportano altresì alcuni rischi specifici, relativi alle attività di queste ultime e delle società da esse controllate.
I Fattori di Xxxxxxx descritti di seguito devono essere letti congiuntamente alle informazioni contenute nel Prospetto Informativo.
* * *
1. FATTORI DI RISCHIO RELATIVI ALL’EMITTENTE
1.1 Rischi connessi alle Acquisizioni
1.1.1 Rischi connessi al mancato perfezionamento delle Acquisizioni
1.1.2 Rischi connessi alla natura delle Acquisizioni quali operazioni con parti correlate
1.1.3 Rischi connessi al programma di finanziamento a servizio delle Acquisizioni
1.1.4 Rischi connessi alle informazioni relative a Italgas e Stogit contenute nel Prospetto Informativo
1.1.5 Rischi connessi alle attività svolte da Italgas e dalle Società del Gruppo Italgas
1.1.6 Rischi connessi all’attività svolta da Stogit
1.1.7 Rischi connessi all’integrazione con Stogit e Italgas
1.2 Rischi derivanti dal controllo e dalla dipendenza dal Gruppo Eni
1.2.1 Rischi connessi ai rapporti finanziari in essere tra l’Emittente e il Gruppo Eni
1.2.2 Rischi connessi al controllo di diritto di Eni nei confronti dell’Emittente e alla non contendibilità della Società
1.3 Rapporti con parti correlate
1.4 Particolari previsioni statutarie
1.4.1 Deliberazioni dell’Assemblea della Società
1.4.2 Limiti all’esercizio del diritto di voto in assemblea
1.5 Rischi legati alla rappresentazione dei dati economico finanziari su base pro-forma e all’inserimento di dati contabili aggregati
1.6 Rischi connessi a dati e stime previsionali, alla mancata implementazione del Piano Strategico 2009-2012 e alle dichiarazioni di preminenza contenute nel Prospetto Informativo
1.7 Rischi derivanti da eventuali malfunzionamenti degli impianti
1.8 Rischi di mercato: tassi di interesse e prezzo del gas combustibile
1.9 Rischi derivanti dai procedimenti giudiziali in essere
1.10 Rischi derivanti dal numero ristretto di clienti
* * *
2. FATTORI DI RISCHIO RELATIVI AL SETTORE IN CUI L’EMITTENTE OPERA
2.1 Rischi legati alla regolamentazione del settore di attività in cui opera Snam Rete Gas
2.2 Rischi derivanti dall’approvazione del nuovo Sistema Tariffario
2.3 Rischi derivanti dai livelli di efficienza impliciti nel Sistema Tariffario
2.4 Rischi derivanti dal futuro andamento dei consumi di gas naturale
2.5 Rischi legati alla tutela dell’ambiente
2.6 Rischi legati alla possibile concorrenza derivante dalla costruzione di nuove linee di gasdotti o nuovi terminali di rigassificazione
2.7 Rischi connessi a particolari situazioni socio-politiche dei paesi produttori e dei paesi di transito del gas naturale
* * *
3. FATTORI DI RISCHIO RELATIVI ALLE AZIONI OGGETTO DI OFFERTA
3.1 Rischi relativi alla liquidabilità e volatilità delle Azioni
3.2 Rischi connessi all’andamento del mercato dei diritti di opzione
3.3 Effetti diluitivi
3.4 Impegni alla sottoscrizione
3.5 Esclusione dei mercati nei quali non sia consentita l’Offerta
* * *
B. L’EMITTENTE E IL GRUPPO, L’ATTIVITÀ E I PRODOTTI
1. Informazioni sull’Emittente e sul Gruppo Snam Rete Gas
L’Emittente è costituita in forma di società per azioni, opera in base alla legge italiana ed ha sede sociale in Xxxxxx Xxxxx Xxxxxxx x. 0, Xxx Xxxxxx Xxxxxxxx, 00000 - Xxxxxx. L’Emittente è iscritta
presso la Camera di Commercio Industria Artigianato e Agricoltura di Milano - Ufficio Registro delle Imprese di Milano e partita IVA n. 13271390158, R.E.A. Milano n. 1633443.
Alla Data del Prospetto Informativo il capitale sociale della Società è pari ad Euro 1.956.476.100,00 interamente sottoscritto e versato, suddiviso in n. 1.956.476.100 azioni ordinarie del valore nominale di Euro 1,00 cadauna.
Cfr. Sezione Prima, Capitolo 5, Paragrafo 5.1.
2. Informazioni sull’attività
Snam Rete Gas è il principale operatore italiano per il trasporto e dispacciamento di gas naturale, nonché, alla Data del Prospetto Informativo, l’unico operatore attivo nella rigassificazione del GNL, attraverso la controllata GNL Italia.
Snam Rete Gas svolge il servizio di trasporto e dispacciamento del gas naturale rendendo disponibile, attraverso l’utilizzo e lo sviluppo della propria Rete di Trasporto, la capacità di trasporto necessaria per far fronte alla domanda di mercato e soddisfare le richieste di accesso alla propria Rete di Trasporto presentate dagli Shipper.
Alla data del 31 dicembre 2008, Snam Rete Gas dispone della quasi totalità della Rete di Trasporto in Italia, con 31.474 chilometri di gasdotti in alta e media pressione (oltre il 95% dell’intera Rete di Trasporto).
Al 31 dicembre 2008, il Gruppo Snam Rete Gas ha registrato ricavi consolidati della gestione caratteristica pari ad Euro 1.902 milioni, realizzando un utile netto consolidato pari ad Euro 530 milioni. Alla stessa data, gli investimenti consolidati sono stati pari ad Euro 1.044 milioni.
A seguito delle Acquisizioni (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 22, Paragrafi 22.2 e 22.3) il Nuovo Gruppo Snam Rete Gas, tramite Stogit e Italgas, svolgerà anche le attività di stoccaggio e di distribuzione del gas naturale, divenendo, pertanto, un unico operatore integrato a presidio delle attività regolate del settore del gas in Italia ed un operatore di assoluta rilevanza in Europa.
Cfr. Sezione Prima, Capitolo 6, Paragrafo 6.1.
3. Dipendenti
La tabella sottostante indica l’evoluzione del personale del Gruppo Snam Rete Gas ripartito per categoria al 31 dicembre 2006, 31 dicembre 2007 e 31 dicembre 2008:
Categorie contrattuali | 2006 | 2007 | 2008 |
Dirigenti | 63 | 62 | 65 |
Quadri | 256 | 255 | 265 |
Impiegati | 1.269 | 1.250 | 1.241 |
Operai | 815 | 790 | 774 |
2.403 | 2.357 | 2.345 |
Società | 2006 | 2007 | 2008 |
Snam Rete Gas S.p.A. | 2.314 | 2.270 | 2.252 |
GNL Italia S.p.A. | 89 | 87 | 93 |
2.403 | 2.357 | 2.345 |
Cfr. Sezione Prima, Capitolo 17, Paragrafo 17.1.
4. Strategie del Gruppo Snam Rete Gas
I programmi futuri e le strategie del Gruppo Snam Rete Gas sono focalizzati sull’attuazione delle iniziative programmate dal Piano Strategico 2009-2012. Per i dettagli relativi alle linee guida e agli obiettivi strategici definiti dal Piano Strategico 2009-2012 si rimanda alla Sezione Prima, Capitolo 12, Paragrafo 12.2.
5. Acquisizione Stogit e Italgas
Il 12 febbraio 2009 Snam Rete Gas ha sottoscritto i contratti di compravendita da Eni dell’intero capitale sociale di Stogit, maggiore operatore italiano nel settore dello stoccaggio del gas naturale, e di Italgas, principale operatore nell’attività di distribuzione di gas in Italia. Il prezzo è stato determinato in Euro 1.650 milioni per Stogit ed in Euro 3.070 milioni per Italgas (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 22, Paragrafi 22.2 e 22.3).
L’operazione sarà finanziata attraverso l’Aumento di Capitale, nonché attraverso nuovi finanziamenti a medio-lungo termine già assicurati da Eni per massimi Euro1.300 milioni.
Cfr. Sezione Prima, Capitolo 22, Paragrafi 22.2, 22.3 e 22.5.
6. Operazioni con parti correlate
Le operazioni compiute da Snam Rete Gas con le parti correlate, individuate dal principio contabile internazionale IAS 24, riguardano essenzialmente lo scambio di beni, la prestazione di servizi, la provvista e l’impiego di mezzi finanziari con l’impresa controllante Eni e con le altre imprese controllate di Eni, nonché con Enel S.p.A., società controllata dallo Stato, e le sue controllate.
Il Consiglio di Amministrazione della Società, nell’adunanza del 24 febbraio 2003, ha approvato i “Principi di comportamento in materia di operazioni con parti correlate” che definiscono i criteri da seguire nell’esecuzione delle operazioni con parti correlate.
Tutte le operazioni fanno parte dell’ordinaria gestione di Snam Rete Gas (fatto salvo quanto previsto nell’ambito delle Acquisizioni, Cfr. Sezione Prima, Capitolo 22, Paragrafi 22.2, 22.3 e 22.5), sono generalmente regolate a condizioni di mercato, cioè alle condizioni che si sarebbero applicate fra due parti indipendenti, e sono state compiute nell’interesse di Snam Rete Gas e GNL Italia.
In data 12 febbraio 2009 Snam Rete Gas ha sottoscritto i contratti di compravendita con Eni dell’intero capitale sociale di Stogit e di Italgas (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 22, Paragrafi 22.2 e 22.3). Le Acquisizioni si configurano come operazioni fra parti correlate in quanto (i) Eni è l’azionista di controllo di Snam Rete Gas, (ii) Snam Rete Gas, in data 12 febbraio 2009, ha ricevuto da parte di Eni un impegno irrevocabile (c.d. commitment letter) a sottoscrivere un contratto, entro la data di perfezionamento delle Acquisizioni, per l’erogazione di un finanziamento a medio-lungo termine in
favore di Snam Rete Gas di importo massimo pari ad Euro 1.300 milioni da utilizzare al fine del pagamento di parte del prezzo delle Acquisizioni (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 22, Paragrafi 22.2,
22.3 e 22.5), (iii) Eni, in data 12 febbraio 2009, si è impegnata a sottoscrivere le Azioni di propria competenza.
Si dichiara che, alla Data del Prospetto Informativo, non sono previste modifiche all’ammontare dei compensi degli organi amministrativi del Gruppo Snam Rete Gas in conseguenza delle Acquisizioni.
7. Ricerca e sviluppo
L’attività di ricerca e sviluppo di Snam Rete Gas è volta principalmente all’individuazione di nuove tecnologie per la sicurezza e l’efficienza della Rete di Trasporto.
In particolare, la Società partecipa alle attività di due associazioni internazionali di ricerca: il GERG e l’EPRG.
Cfr. Sezione Prima, Capitolo 11, Paragrafo 11.1.
8. Organi sociali ed azionariato
Consiglio di Amministrazione, Xxxxxxxx Xxxxxxxxx, altri dirigenti e revisori contabili
Consiglio di Amministrazione
Alla Data del Prospetto Informativo, il Consiglio di Amministrazione dell’Emittente risulta composto da 9 membri, tutti nominati dall’Assemblea Ordinaria dell’Emittente tenutasi in data 26 aprile 2007. Tutti gli amministratori rimarranno in carica fino all’Assemblea Ordinaria chiamata ad approvare il bilancio al 31 dicembre 2009 (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 14, Paragrafo 14.1.1).
Alla Data del Prospetto Informativo, il Consiglio di Amministrazione di Snam Rete Gas è composto, per la maggioranza dei suoi membri (cinque su nove), da consiglieri che posseggono i requisiti di indipendenza stabiliti per i Sindaci dall’art. 148, comma 3, del TUF e dall’art. 3 del Codice di Autodisciplina. Tre di questi consiglieri sono stati nominati su proposta degli Azionisti di minoranza.
Le generalità dei membri del Consiglio di Amministrazione sono indicate nella tabella che segue.
Nome e Cognome | Carica | Luogo e data di nascita |
Xxxxxxx Xxxxxxxxxx | Presidente | Milano, 6 luglio 1947 |
Xxxxx Xxxxxxxxx | Amministratore Delegato | Pavia, 15 maggio 0000 |
Xxxxxxxx Xxxxxxx (*) (**) | Xxxxxxxxxxx | Xxxxx Xxxxxxx (XX), 11 ottobre 1945 |
Xxxxxx Xxxxx (*) | Consigliere | Venezia, 1 ottobre 1947 |
Xxxxxxx Xxxxxx (*) (**) | Consigliere | Trieste, 9 dicembre 1953 |
Xxxxxxx Xxxxxx (*) (**) | Consigliere | Voghera (PV), 27 ottobre 1959 |
Xxxxxxx Xxxxxxxxx | Consigliere | Milano, 3 ottobre 1963 |
Xxxxxxx Xxxxxxxx | Consigliere | Monza, 17 luglio 1963 |
Xxxxxx Xxxxxxx (*) | Consigliere | Bologna, 4 dicembre 1960 |
(*) Consigliere indipendente.
(**) Consigliere nominato su proposta delle minoranze.
Tutti i membri del Consiglio di Amministrazione, ai fini della carica svolta, sono domiciliati presso la sede sociale dell’Emittente.
Collegio Sindacale
Alla Data del Prospetto Informativo, il Collegio Sindacale dell’Emittente, nominato dall’Assemblea Ordinaria del 26 aprile 2007, risulta composto da 3 membri effettivi e 2 supplenti, le cui generalità sono indicate nella tabella che segue. Tutti i membri del Collegio Sindacale rimarranno in carica fino all’Assemblea Ordinaria chiamata ad approvare il bilancio al 31 dicembre 2009 (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 14, Paragrafo 14.1.2).
Nome e Cognome | Carica | Luogo e data di nascita |
Xxxxxxxxxxx Xxxxx | Presidente | Roma, 25 maggio 1961 |
Xxxxxxx Xxxxxx | Xxxxxxx effettivo | Sambiase (Lamezia Terme), 16 agosto 1962 |
Xxxxxxxx Xxxxxxx | Xxxxxxx effettivo | Milano, 21 aprile 1949 |
Xxxxxx Xxxxx | Xxxxxxx supplente | Thiene (VI), 20 maggio 1942 |
Xxxxx Xxxxxxx | Xxxxxxx supplente | Pavia, 29 agosto 1959 |
Tutti i membri del Collegio Sindacale di Snam Rete Gas sono iscritti all’Albo dei Dottori Commercialisti tenuto presso il Ministero della Giustizia e, ai fini della carica svolta, sono domiciliati presso la sede sociale dell’Emittente.
Principali dirigenti
La tabella di seguito riportata contiene le informazioni relative ai principali dirigenti del Gruppo Snam Rete Gas in carica alla Data del Prospetto Informativo, con l’indicazione della carica ricoperta (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 14, Paragrafo 14.1.3).
Nome e Cognome Carica ricoperta
Xxxxxxxxx Xxxxxx Direttore Generale Operations
Xxxxxxx Xxxxxxxxxxx Direttore Amministrazione Finanza e Controllo
Xxxxxxxx Xxxxxxx Direttore Affari Generali
Xxxxxxxxx Xxxxxxxxxx Direttore Personale e Organizzazione
Xxxxx Xxxx Direttore Sviluppo Commerciale
Revisori contabili
Alla Data del Prospetto Informativo, la società di revisione incaricata della revisione contabile dell’Emittente è PricewaterhouseCoopers S.p.A., con sede legale in Xxxxxx, Xxx Xxxxx Xxxx x. 00 (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 2, Paragrafo 2.1).
Azionariato
Alla Data del Prospetto Informativo, gli azionisti che, secondo le risultanze del libro soci e le altre informazioni disponibili all’Emittente, possiedono un numero di azioni rappresentante una partecipazione superiore al 2% del capitale sociale, sono indicati nella tabella che segue.
Azionista X. Xxxxxx (*) % Capitale Sociale
Eni S.p.A. 978.843.070 50,03
Pictet Funds (Europe) SA (**) 76.870.700 3,93
(*) Si segnala che, alla Data del Prospetto Informativo, l’Emittente detiene n. 195.429.850 azioni proprie pari al 9,99% del Capitale Sociale.
(**) In qualità di gestore, tra l’altro, del fondo PGSF Global Utilities Equities Fund che detiene il 3.67%.
Cfr. Sezione Prima, Capitolo 18, Paragrafo 18.1.
* * *
C. INFORMAZIONI CONTABILI E FINANZIARIE RILEVANTI
In data 12 febbraio 2009 l’Emittente ha sottoscritto, con Eni, due contratti di compravendita rispettivamente del 100% del capitale sociale di Stogit e del 100% del capitale sociale di Italgas, da perfezionare entro e non oltre il 31 dicembre 2009. La determinazione dei prezzi di compravendita, nonché le modalità di liquidazione e finanziamento degli stessi sono ampiamente descritti nella Sezione Prima, Capitolo 22, Paragrafi 22.2, 22.3 e 22.5 del presente Prospetto Informativo.
L’Emittente, il Gruppo Italgas e Stogit, pur non essendo legate da rapporti giuridici partecipativi fino al perfezionamento delle Acquisizioni, sono state sottoposte per tutto il periodo qui rappresentato al medesimo controllo e all’attività di direzione e coordinamento da parte di Eni; pertanto, per gli esercizi chiusi al 31 dicembre 2008, 2007 e 2006, e ai soli fini della predisposizione del presente Prospetto Informativo, le informazioni economiche, patrimoniali e finanziarie sono state predisposte in forma aggregata. Si evidenzia che l’operazione di aggregazione dei dati non ha l’obiettivo di rappresentare gli effetti delle Acquisizioni di Italgas e Stogit e del relativo consolidamento delle stesse da parte della Società, ma esclusivamente le principali grandezze economiche, finanziarie e patrimoniali del Nuovo Gruppo Snam Rete Gas per tutti i periodi rappresentati nel Prospetto Informativo.
Al fine di simulare gli effetti delle Acquisizioni e del consolidamento di Stogit e Italgas, sono stati predisposti lo stato patrimoniale e il conto economico consolidati pro-forma del Gruppo Snam Rete Gas relativi all’esercizio chiuso al 31 dicembre 2008. In particolare, rispetto ai bilanci aggregati, i dati pro-forma includono anche la simulazione degli effetti delle Acquisizioni con riferimento alla variazione dell’indebitamento, all’aumento del capitale, nonché gli effetti sul patrimonio netto del Gruppo Snam Rete Gas correlati al consolidamento delle società oggetto di acquisizione.
Di seguito si riportano alcune informazioni finanziarie relative al Nuovo Gruppo Snam Rete Gas per gli esercizi chiusi al 31 dicembre 2008, 2007 e 2006, nonché per l’esercizio 2008 pro-forma. Tali informazioni sono state estratte:
• dai bilanci aggregati del Nuovo Gruppo Snam Rete Gas per gli esercizi chiusi al 31 dicembre 2008, 2007 e 2006, predisposti in conformità agli IFRS adottati dall’Unione Europea, approvati dal Consiglio di Amministrazione dell’Emittente in data 23 marzo 2009 ed assoggettati a revisione contabile dalla Società di Revisione, che ha emesso la propria relazione in data 23 marzo 2009 (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 20, Paragrafo 20.1.1);
• dallo stato patrimoniale e conto economico consolidati pro-forma del Gruppo Snam Rete Gas relativi all’esercizio chiuso al 31 dicembre 2008, approvati dal Consiglio di Amministrazione dell’Emittente in data 23 marzo 2009 e assoggettati a esame da parte della Società di Revisione, che ha emesso la propria relazione in data 23 marzo 2009, con riferimento alla ragionevolezza delle ipotesi di base per la redazione, alla correttezza della metodologia utilizzata, nonché alla correttezza dei principi contabili adottati (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 20, Paragrafo 20.2).
Le informazioni finanziarie di seguito riportate devono essere lette congiuntamente ai Capitoli 3, 9, 10 e 20 della Sezione Prima del Prospetto Informativo.
DATI DI CONTO ECONOMICO
Esercizio chiuso al 31 dicembre 2008 - pro-forma Esercizi chiusi al 31 dicembre
(milioni di Euro) | 2008 | 2007 | 2006 | |
Totale Ricavi | 3.045 | 3.045 | 3.133 | 3.127 |
Utile operativo | 1.518 | 1.158 | 1.573 | 1.388 |
Utile netto | 805 | 844 | 1.048 | 737 |
- di competenza del Gruppo | 802 | 841 | 1.046 | 735 |
- di competenza di terzi azionisti | 3 | 3 | 2 | 2 |
DATI DI STATO PATRIMONIALE E INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO
Al 31 dicembre 2008 - pro-forma Al 31 dicembre
(milioni di Euro) | 2008 | 2007 | 2006 | |
Attività correnti | 1.904 | 1.904 | 1.930 | 1.937 |
Attività non correnti | 16.662 | 16.662 | 15.812 | 15.444 |
Attività destinate a essere cedute | 3 | 3 | 0 | 11 |
Totale attività | 18.569 | 18.569 | 17.742 | 17.392 |
Passività correnti | 3.599 | 3.599 | 3.644 | 3.231 |
Passività non correnti | 9.510 | 8.358 | 7.461 | 6.541 |
Patrimonio netto | 5.460 | 6.612 | 6.637 | 7.620 |
Totale passività e patrimonio netto | 18.569 | 18.569 | 17.742 | 17.392 |
Indebitamento finanziario netto | 9.469 | 8.309 | 7.513 | 5.985 |
SINTESI DEI FLUSSI FINANZIARI
Esercizi chiusi al 31 dicembre
(milioni di Euro) | 2008 | 2007 | 2006 |
Flusso di cassa netto da attività di esercizio | 1.532 | 1.386 | 1.783 |
Flusso di cassa netto da attività di investimento | (1.529) | (941) | (792) |
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento | (67) | (435) | (967) |
Disponibilità derivanti da società entrate nell’area di consolidamento | - | 51 | |
Flusso di cassa netto dell’esercizio | (64) | 10 | 75 |
* * *
D. INFORMAZIONI RELATIVE ALL’OFFERTA IN OPZIONE
1. Caratteristiche dell’Offerta in Opzione
L’Offerta non è subordinata ad alcuna condizione.
L’Assemblea Straordinaria di Snam Rete Gas, in data 17 marzo 2009, ha attribuito al Consiglio di Amministrazione, ai sensi dell’articolo 2443 Codice Civile, la facoltà di aumentare a pagamento, in una o più volte, il capitale sociale, entro il 31 dicembre 2010, per un importo massimo, comprensivo di eventuale sovrapprezzo, di Euro 3,5 miliardi, mediante emissione di azioni ordinarie del valore nominale di Euro 1,00 cadauna, godimento regolare, da offrire in opzione agli aventi diritto, con facoltà per gli Amministratori di stabilire di volta in volta il numero delle azioni da emettere, il prezzo di emissione e dunque l’eventuale sovrapprezzo delle azioni stesse.
Il Consiglio di Amministrazione dell’Emittente, in data 23 marzo 2009 - in esecuzione della suddetta delega - ha deliberato di aumentare a pagamento il capitale sociale di Snam Rete Gas, in via scindibile, per massimi Euro 3,5 miliardi, compreso il sovrapprezzo, mediante emissione di azioni del valore nominale di Euro 1,00 ciascuna, aventi godimento regolare, e aventi le medesime caratteristiche di quelle in circolazione alla data dell’emissione, da offrire in opzione a coloro che risulteranno essere azionisti dell’Emittente alla data di inizio dell’Offerta in Opzione, in proporzione al numero di azioni possedute.
Nella medesima deliberazione del Consiglio di Amministrazione del 23 marzo 2009, si è altresì rinviato a successiva deliberazione dello stesso Consiglio di Amministrazione, da tenersi nel rispetto della procedura ex art. 2443 Codice Civile in prossimità dell’inizio dell’Offerta in Opzione, la determinazione dell’esatto ammontare dell’Aumento di Capitale, del prezzo di emissione delle azioni e, più precisamente, del sovrapprezzo, e così la determinazione del numero delle azioni da emettersi e il conseguente rapporto di opzione, precisandosi che detto sovrapprezzo sarà determinato tenendo conto, tra l’altro, della prassi di mercato per operazioni dello stesso tipo, delle condizioni del mercato in generale e delle quotazioni del titolo della Società in particolare, nonché dell’andamento economico, patrimoniale e finanziario della Società e del gruppo ad essa facente capo.
In data 23 aprile 2009, il Consiglio di Amministrazione ha quindi determinato di emettere n. 1.614.292.394 azioni ordinarie di nuova emissione, tutte del valore nominale di Euro 1,00 cadauna, aventi le stessi caratteristiche di quelle in circolazione, da offrire in opzione agli azionisti della Società, al prezzo di Euro 2,15 per azione, di cui Euro 1,15 a titolo di sovrapprezzo, nel rapporto di n. 11 azioni di nuova emissione per ogni 12 azioni possedute.
I Diritti di Opzione che danno diritto alla sottoscrizione delle Azioni dovranno essere esercitati, a pena di decadenza, nel periodo dal 27 aprile 2009 fino al 15 maggio 2009 compresi, presentando apposita richiesta presso gli intermediari autorizzati aderenti al sistema di gestione accentrata gestito da Monte Titoli (gli “Intermediari Autorizzati” e/o singolarmente l’“Intermediario Autorizzato”).
I Diritti di Opzione validi per sottoscrivere le Azioni saranno negoziabili in borsa dal 27 aprile 2009 all’8 maggio 2009 compresi.
Cfr. Sezione Seconda, Capitolo 5, Paragrafo 5.1.
2. Destinatari e modalità di adesione
Le Azioni oggetto dell’Offerta saranno offerte in opzione agli azionisti dell’Emittente.
L’Offerta è promossa esclusivamente in Italia sulla base del Prospetto Informativo. Il presente Prospetto Informativo non costituisce offerta di strumenti finanziari negli Stati Uniti d’America, Giappone e Australia o in qualsiasi altro paese nel quale tale offerta non sia consentita in assenza di autorizzazioni da parte delle competenti Autorità (congiuntamente con Stati Uniti d’America, Giappone ed Australia, i “Paesi Esclusi”). L’Offerta non è promossa e non sarà promossa nei Paesi Esclusi, né ai soggetti ivi residenti. Nessuno strumento finanziario può essere offerto o negoziato nei Paesi Esclusi in assenza di specifica registrazione o esenzione dalla registrazione in conformità alle disposizioni di legge ivi applicabili.
Le Azioni ed i relativi Diritti di Opzione non sono stati registrati né saranno registrati ai sensi dello United States Securities Act of 1933, come modificato, né ai sensi delle corrispondenti normative degli altri Paesi Esclusi e non potranno conseguentemente essere offerti, venduti o consegnati, direttamente o indirettamente, nei Paesi Esclusi. Ogni adesione all’Offerta posta in essere direttamente o indirettamente in violazione delle restrizioni di cui sopra sarà considerata non valida.
* * *
L’adesione all’Offerta avverrà mediante sottoscrizione di appositi moduli appositamente predisposti dagli Intermediari Autorizzati.
L’Offerta diverrà irrevocabile dalla data del deposito presso il Registro delle Imprese di Milano del corrispondente avviso, ai sensi dell’articolo 2441, comma 2, del Codice Civile.
Qualora non dovesse essere effettuato tale deposito e conseguentemente non si desse esecuzione all’Offerta nei termini previsti nel Prospetto Informativo, di tali circostanze verrà data comunicazione al mercato e alla Consob con le modalità di cui all’articolo 66, commi 2 e 3, del Regolamento Emittenti, entro il giorno di mercato aperto antecedente quello previsto per l’inizio del Periodo di Opzione, nonché mediante apposito avviso pubblicato su un quotidiano a diffusione nazionale e contestualmente trasmesso alla Consob entro il giorno antecedente quello previsto per l’inizio del Periodo di Opzione.
I Diritti di Opzione non esercitati entro il 15 maggio 2009 compreso, saranno offerti sull’MTA dall’Emittente, ai sensi dell’articolo 2441, comma 3, del Codice Civile. Entro il giorno precedente l’inizio dell’offerta sull’MTA dei Diritti di Opzione non esercitati, sarà pubblicato su il quotidiano a
diffusione nazionale “Il Sole 24 Ore” un avviso con l’indicazione del numero dei Diritti di Opzione non esercitati da offrire sull’MTA e delle date delle sedute in cui l’offerta sarà effettuata.
3. Caratteristiche delle Azioni
Oggetto dell’Offerta in Opzione sono massime n. 1.614.292.394 Azioni ordinarie di Snam Rete Gas aventi le stesse caratteristiche delle azioni ordinarie in circolazione alla data della loro emissione.
Le azioni oggetto dell’Offerta rappresentano una percentuale del 45,2% circa del Capitale Sociale di Snam Rete Gas Post Offerta.
Ai Diritti di Opzione per la sottoscrizione delle Azioni è stato attribuito il codice IT0004487440. Le Azioni avranno godimento 1 gennaio 2009.
Le Azioni non parteciperanno quindi alla distribuzione del dividendo relativo all’esercizio 2008; viceversa le azioni ordinarie già quotate alla Data del Prospetto Informativo parteciperanno alla distribuzione del saldo del dividendo relativo all’esercizio 2008 in relazione al quale è prevista come data di stacco cedola il 18 maggio 2009 con pagamento il 21 maggio 2009.
Le Azioni saranno fungibili con quelle attualmente negoziate in Borsa solo a partire dal 18 maggio 2009 per liquidazione dal 21 maggio 2009 e successivi. Le Azioni avranno codice ISIN IT0004487457 sino al 20 maggio 2009.
Dal 21 maggio 2009, alle Azioni sarà automaticamente attribuito lo stesso codice ISIN delle azioni ordinarie Snam Rete Gas quotate alla Data del Prospetto Informativo (ISIN IT0003153415) e le Azioni saranno pienamente fungibili con tali azioni.
Le Azioni saranno emesse munite della cedola n. 12 e seguenti.
Cfr. Sezione Seconda, Capitoli 4 e 5, rispettivamente relativamente ai Paragrafi 4.1 e 5.1.4 e 5.2.1.
4. Calendario e dati rilevanti dell’Offerta
La seguente tabella riassume il calendario previsto per l’Offerta:
CALENDARIO INDICATIVO DELL’OFFERTA
Inizio del Periodo di Opzione 27 aprile 2009
Inizio del periodo di negoziazione dei Diritti di Opzione 27 aprile 2009
Ultimo giorno di negoziazione dei Diritti di Opzione 8 maggio 2009
Termine del Periodo di Opzione 15 maggio 2009
Comunicazione dei risultati dell’Offerta al termine del Periodo di Opzione Entro cinque giorni dal termine del Periodo di Opzione
DATI RILEVANTI
Numero di Azioni offerte in opzione 1.614.292.394
Rapporto di opzione n. 11 Azioni ogni n. 12 azioni possedute
Prezzo di Offerta per ciascuna Azione Euro 2,15
Controvalore totale dell’Aumento di Capitale 3.470.728.647
Numero totale di azioni componenti il Capitale Sociale di Snam Rete Gas Post Offerta 3.570.768.494
Capitale Sociale di Snam Rete Gas Post Offerta Euro 3.570.768.494 Percentuale delle Azioni sul Capitale Sociale di Snam Rete Gas Post Offerta 45,2
Si rende noto che il calendario dell’Offerta è indicativo e potrebbe subire modifiche al verificarsi di eventi e circostanze indipendenti dalla volontà dell’Emittente, ivi inclusi particolari condizioni di volatilità dei mercati finanziari, che potrebbero pregiudicare il buon esito dell’Offerta. Eventuali modifiche del Periodo di Opzione saranno comunicate al pubblico con apposito avviso da pubblicarsi con le stesse modalità di diffusione del Prospetto Informativo. Resta comunque inteso che l’inizio dell’Offerta avverrà entro e non oltre un mese dalla data del rilascio del provvedimento di autorizzazione alla pubblicazione del Prospetto Informativo da parte della Consob.
Cfr. Sezione Seconda, Capitolo 5, Paragrafo 5.1.3.
5. Impegni di sottoscrizione e garanzia sul buon esito dell’Offerta
In relazione all’Aumento di Capitale, Eni, in data 12 febbraio 2009, si è impegnata irrevocabilmente nei confronti dell’Emittente ad esercitare integralmente i Diritti di Opzione relativi a tutte le azioni da essa possedute, pari al 50,03% del capitale sociale dell’Emittente ed al 55,58% del capitale sociale al netto delle azioni proprie detenute dall’Emittente.
Mediobanca si è impegnata a sottoscrivere con l’Emittente entro il giorno antecedente l’avvio dell’Offerta un contratto di garanzia, in linea con la prassi internazionale per operazioni similari, volto a garantire la sottoscrizione delle Azioni (al netto delle Azioni che saranno sottoscritte da parte di Eni in base all’impegno descritto nella Sezione Seconda, Capitolo 5, Paragrafo 5.2.2), in numero corrispondente ai Diritti di Opzione che risultassero eventualmente non esercitati dopo l’Offerta in Borsa ai sensi dell’art. 2441, terzo comma, del Codice Civile (Cfr. Sezione Seconda, Capitolo 5, Paragrafo 5.4.3).
L’Offerta (al netto delle Azioni che saranno sottoscritte da parte di Eni in base all’impegno descritto nella Sezione Seconda, Capitolo 5, Paragrafo 5.2.2), sarà quindi assistita da una garanzia di un consorzio coordinato e diretto da Mediobanca, Xxxxxx Xxxxxxx e UBS in qualità di Joint Global Coordinators e Joint Bookrunners, al quale parteciperanno anche BNP PARIBAS, Credit Suisse, Xxxxxxx Xxxxx International e UniCredit Group (HVB), in qualità di Co-Bookrunners.
Il contratto di garanzia sarà governato dalla legge italiana, sarà in linea con la migliore prassi di mercato per operazioni similari, e conterrà, tra l’altro, le usuali dichiarazioni e garanzie, impegni, condizioni, clausole di indennizzo, clausole di recesso tra cui, inter alia, le clausole c.d. di “material adverse change” e “force majeure” in linea con la migliore prassi internazionale.
La Società assumerà l’impegno nei confronti di Mediobanca, Xxxxxx Xxxxxxx e UBS, fino a 180 giorni decorrenti dalla conclusione dell’Offerta in Borsa ai sensi dell’art. 2441, terzo comma, del Codice Civile (Cfr. Sezione Seconda, Capitolo 5, Paragrafo 5.4.3), a non proporre, senza il preventivo
consenso di Mediobanca, Xxxxxx Xxxxxxx e UBS (consenso che non potrà essere irragionevolmente negato) aumenti di capitale ovvero emissioni di strumenti finanziari che attribuiscano il diritto di acquistare, sottoscrivere o scambiare con, o convertire in, azioni Snam Rete Gas, salvi comunque i casi in cui ciò sia richiesto da disposizioni di legge. Restano in ogni caso salve: (i) l’emissione e la sottoscrizione delle Azioni oggetto dell’Offerta in Opzione; (ii) l’emissione di azioni Snam Rete Gas, la cessione o il trasferimento di azioni proprie o l’attribuzione di Diritti di Opzione in favore di amministratori, dirigenti e dipendenti della Società, del Gruppo Snam Rete Gas, di Stogit e/o del Gruppo Italgas ai sensi di eventuali piani di stock option; (iii) le eventuali operazioni di disposizione di azioni proprie, purché non comportino operazioni sul mercato dei capitali e a condizione che l’accordo che regola la disposizione a favore di soggetti terzi (esclusi quelli di cui al (ii) che precede) preveda da parte di questi ultimi l’assunzione di un impegno sulle azioni così trasferite in linea per contenuti e durata con l’impegno assunto dalla Società nei confronti di Mediobanca, Xxxxxx Xxxxxxx e UBS.
Cfr. Sezione Seconda, Capitolo 5, Paragrafo 5.2.2 e 5.4.3.
6. Effetti diluitivi dell’Aumento di Capitale
Trattandosi di un aumento di capitale in opzione, non vi sono effetti diluitivi in termini di quote di partecipazione al capitale sociale nei confronti degli azionisti di Snam Rete Gas che vi aderiranno sottoscrivendo la quota di loro competenza. Nel caso di mancato esercizio dei Diritti di Opzione spettanti, gli azionisti subirebbero una diluizione massima della propria partecipazione, in termini percentuali sul capitale sociale, pari al 45,2%.
Cfr. Sezione Seconda, Capitolo 9, Paragrafo 9.1.
7. Ragioni dell’Offerta, stima del ricavato netto e sua destinazione
Il 12 febbraio 2009 Snam Rete Gas ha sottoscritto i contratti di acquisto da Eni dell’intero capitale sociale di Stogit, maggiore operatore italiano nel settore dello stoccaggio del gas naturale, e di Italgas, principale operatore nell’attività di distribuzione di gas in Italia. Il prezzo è stato determinato in Euro 1.650 milioni per Stogit ed in Euro 3.070 milioni per Italgas (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 22, Paragrafi 22.2 e 22.3).
I proventi netti rivenienti dall’Aumento di Capitale saranno utilizzati dall’Emittente per finanziare in parte le Acquisizioni. Inoltre, Snam Rete Gas, al fine di disporre delle ulteriori risorse finanziarie necessarie per le Acquisizioni, in concomitanza con la firma dei contratti relativi alle Acquisizioni, ha ricevuto da parte di Eni un impegno irrevocabile (c.d. commitment letter) a sottoscrivere un contratto, entro la data di perfezionamento delle Acquisizioni, per l’erogazione di un finanziamento a medio- lungo termine in favore di Snam Rete Gas di importo massimo pari ad Euro 1.300 milioni da utilizzare al fine del pagamento di parte del prezzo delle Acquisizioni (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 22, Paragrafo 22.5).
Qualora le Acquisizioni fossero abbandonate o divenissero impossibili o ragionevolmente non attuabili successivamente all’esecuzione dell’Offerta in Opzione, Snam Rete Gas valuterà, entro un termine ragionevole, come utilizzare gli ammontari, al netto delle spese, rivenienti dall’Aumento di Capitale prendendo in considerazione eventuali acquisizioni o nuovi investimenti strategici alternativi, ovvero distribuendo agli azionisti dividendi straordinari.
I proventi netti derivanti dall’Aumento di Capitale sono stimati pari a circa Euro 3.440 milioni (Cfr. Sezione Seconda, Capitolo 8, Paragrafo 8.1).
8. Spese
L’ammontare complessivo delle spese, inclusivo delle commissioni è stimato in massimi Euro 31 milioni circa (Cfr. Sezione Seconda, Capitolo 8, Paragrafo 8.1).
* * *
E. DOCUMENTI ACCESSIBILI AL PUBBLICO
Per la durata di validità del Prospetto Informativo, sono a disposizione del pubblico presso la sede sociale di Snam Rete Gas in Xxxxxx Xxxxx Xxxxxxx, 0, Xxx Xxxxxx Xxxxxxxx - Xxxxxx, nonchè presso la sede di Borsa Italiana in Xxxxxx xxxxx Xxxxxx, 0, Xxxxxx, in orari d’ufficio e durante i giorni lavorativi, nonché sul sito Internet di Snam Rete Gas (xxx.xxxxxxxxxxx.xx), i seguenti documenti:
• atto costitutivo e statuto dell’Emittente;
• Prospetto Informativo;
• progetto di bilancio di esercizio dell’Emittente per l’esercizio chiuso al 31 dicembre 2008, predisposto in conformità agli IFRS adottati dall’Unione Europea e corredato dalla relazione della Società di Revisione;
• bilanci di esercizio dell’Emittente per gli esercizi chiusi al 31 dicembre 2007 e 2006, predisposti in conformità agli IFRS adottati dall’Unione Europea e corredati dalle relazioni della Società di Revisione;
• bilanci consolidati dell’Emittente per gli esercizi chiusi al 31 dicembre 2008, 2007 e 2006, predisposti in conformità agli IFRS adottati dall’Unione Europea e corredati dalle relazioni della Società di Revisione;
• presentazione Results and Strategy, “Creating a Leader in the regulated gas business”, del 13 febbraio 2009.
Sarà altresì disponibile sul sito internet di Snam Rete Gas (xxx.xxxxxxxxxxx.xx) il resoconto intermedio consolidato di Snam Rete Gas al 31 marzo 2009 che verrà approvato entro il 23 aprile 2009 e che sarà, non appena possibile, reso pubblico su tale sito.
Sono inoltre disponibili sul sito internet di Italgas (xxx.xxxxxxx.xx) i seguenti documenti:
• progetto di bilancio di esercizio di Italgas per l’esercizio chiuso al 31 dicembre 2008, predisposto in conformità agli IFRS adottati dall’Unione Europea e corredato dalla relazione della Società di Revisione;
• bilanci di esercizio di Italgas per gli esercizi chiusi al 31 dicembre 2007 e 2006, predisposti in conformità agli IFRS adottati dall’Unione Europea e corredati dalle relazioni della Società di Revisione; e
• bilanci consolidati contrattuali di Italgas per gli esercizi chiusi al 31 dicembre 2008, 2007 e 2006, predisposti in conformità agli IFRS adottati dall’Unione Europea e corredati dalla relazione della Società di Revisione; tali bilanci sono stati redatti esclusivamente per adempiere alle obbligazioni contrattuali previste dall’accordo di compravendita del 12 febbraio 2009 sottoscritto tra l’Emittente e Eni e relativo alle informazioni necessarie alla predisposizione del Prospetto Informativo relativo all’Aumento di Capitale; e
Sarà altresì disponibile sul sito internet di Italgas (xxx.xxxxxxx.xx) il resoconto intermedio consolidato di Italgas al 31 marzo 2009 che verrà approvato entro il 23 aprile 2009 e che sarà, non appena possibile, reso pubblico su tale sito.
Sono inoltre disponibili sul sito internet di Stogit (xxx.xxxxxx.xx) i seguenti documenti:
• progetto di bilancio di esercizio di Stogit per l’esercizio chiuso al 31 dicembre 2008, predisposto in conformità agli IFRS adottati dall’Unione Europea e corredato dalla relazione della Società di Revisione;
• bilanci di esercizio di Stogit per gli esercizi chiusi al 31 dicembre 2007 e 2006, predisposti in conformità agli IFRS adottati dall’Unione Europea e corredati dalle relazioni della Società di Revisione.
Sarà altresì disponibile sul sito internet di Stogit (xxx.xxxxxx.xx) il resoconto intermedio di Stogit al 31 marzo 2009 che verrà approvato entro il 23 aprile 2009 e che sarà, non appena possibile, reso pubblico su tale sito.
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SEZIONE PRIMA
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1. PERSONE RESPONSABILI
1.1 Persone responsabili del Prospetto Informativo
Snam Rete Gas S.p.A., con sede legale in Xxxxxx Xxxxx Xxxxxxx, 0, Xxx Xxxxxx Xxxxxxxx - Xxxxxx, assume la responsabilità della veridicità e completezza dei dati e delle notizie contenute nel Prospetto Informativo.
Trattandosi di un’offerta in opzione ai sensi dell’art. 2441, primo comma, del Codice Civile, non esiste un responsabile del collocamento e pertanto i Joint Global Coordinators e Joint Bookrunners non sono persone responsabili delle informazioni contenute nel Prospetto Informativo.
1.2 Dichiarazione di responsabilità
L’Emittente, responsabile della redazione del Prospetto Informativo, dichiara che il presente Prospetto Informativo è conforme al modello depositato in Consob in data 24 aprile 2009 e che, avendo adottato tutta la ragionevole diligenza a tale scopo, le informazioni in esso contenute sono, per quanto a propria conoscenza, conformi ai fatti e non presentano omissioni tali da alterarne il senso.
2. REVISORI LEGALI DEI CONTI
2.1 Revisori legali dell’Emittente
Il revisore legale dei conti dell’Emittente per i periodi contabili presentati nel Prospetto Informativo è la società di revisione PricewaterhouseCoopers S.p.A. con sede legale e amministrativa in Xxxxxx, Xxx Xxxxx Xxxx, 00, iscritta nell’Albo speciale delle società di revisione di cui all’articolo 161 del TUF.
La Società di Revisione ha ricevuto, ai sensi dell’art. 159 del Testo Unico, dall’Assemblea Ordinaria dell’Emittente del 27 aprile 2004, l’incarico con riferimento al triennio 2004-2006 per:
(a) la revisione contabile dei bilanci d’esercizio e consolidati;
(b) la revisione contabile limitata delle relazioni finanziarie semestrali consolidate al 30 giugno, in conformità alle disposizioni di cui alla Delibera CONSOB n. 10867 del 31 luglio 1997; e
(c) la verifica della regolare tenuta della contabilità sociale e della corretta rilevazione dei fatti di gestione nelle scritture contabili.
Inoltre, la Società di Revisione ha ricevuto dall’Assemblea Ordinaria dell’Emittente del 26 aprile 2007 la proroga per gli incarichi sopra riportati con riferimento agli esercizi 2007-2012.
Nel triennio 2006-2008 non vi sono stati rilievi o rifiuti di attestazione da parte della Società di Revisione, in merito ai bilanci dell’Emittente sottoposti a revisione e alle relazioni semestrali sottoposte a revisione contabile limitata.
La Società di Revisione ha altresì sottoposto a revisione contabile i bilanci aggregati del Nuovo Gruppo Snam Rete Gas per gli esercizi chiusi al 31 dicembre 2008, 2007 e 2006, e ha sottoposto a verifica sulla ragionevolezza delle ipotesi di base e delle metodologie adottate i dati pro-forma dell’Emittente al 31 dicembre 2008, con le relative note esplicative. Entrambi i documenti e le relative relazioni della Società di Revisione emesse rispettivamente in data 23 marzo 2009 e in data 23 marzo 2009, sono contenuti nel Prospetto Informativo nella Sezione Prima, Capitolo 20, Paragrafo 20.1.1 e 20.2.
2.2 Revisori legali di Italgas e Stogit
Il revisore legale dei conti di Italgas e Stogit per i periodi contabili presentati nel Prospetto Informativo è la Società di Revisione.
La Società di Revisione ha ricevuto, ai sensi dell’art. 165 del Testo Unico, rispettivamente dall’Assemblea Ordinaria di Italgas del 28 aprile 2004 e di Stogit del 29 aprile 2004, l’incarico con riferimento al triennio 2004-2006 per:
(a) la revisione contabile dei bilanci d’esercizio; e
(b) la verifica della regolare tenuta della contabilità sociale e della corretta rilevazione dei fatti di gestione nelle scritture contabili.
La Società di Revisione ha ricevuto rispettivamente dall’Assemblea Ordinaria di Italgas del 26 aprile 2007, e dall’Assemblea Ordinaria di Stogit del 23 aprile 2007 la proroga per gli incarichi sopra riportati con riferimento agli esercizi 2007-2009.
Nel triennio 2006-2008 non vi sono stati rilievi o rifiuti di attestazione da parte della Società di Revisione, in merito ai bilanci di Italgas e Stogit sottoposti a revisione.
La Società di Revisione ha altresì sottoposto a revisione contabile i bilanci consolidati contrattuali di Italgas per gli esercizi chiusi al 31 dicembre 2008, 2007 e 2006, redatti esclusivamente per adempiere alle obbligazioni contrattuali previste dall’accordo di compravendita del 12 febbraio 2009, ai fini di fornire le informazioni necessarie alla predisposizione del Prospetto Informativo relativo all’Aumento di Capitale. La Società di Revisione ha emesso la propria relazione in data 23 marzo 2009.
2.3 Informazioni sui rapporti con la Società di Revisione
Fino alla Data del Prospetto Informativo non è intervenuta alcuna revoca dell’incarico conferito dall’Emittente, da Stogit e da Italgas alla Società di Revisione né la Società di Revisione ha rinunciato all’incarico stesso.
3. INFORMAZIONI FINANZIARIE SELEZIONATE Premessa
In data 12 febbraio 2009 l’Emittente ha sottoscritto, con Eni, due contratti di compravendita rispettivamente del 100% del capitale sociale di Stogit e del 100% del capitale sociale di Italgas, da perfezionare entro e non oltre il 31 dicembre 2009. La determinazione dei prezzi di compravendita, nonché le modalità di liquidazione e finanziamento degli stessi, sono ampiamente descritti nella Sezione Prima, Capitolo 22, Paragrafi 22.2, 22.3 e 22.5 del presente Prospetto Informativo.
L’Emittente, il Gruppo Italgas e Stogit, pur non essendo legate da rapporti giuridici partecipativi fino al perfezionamento delle Acquisizioni, sono state sottoposte per tutto il periodo qui rappresentato al medesimo controllo e all’attività di direzione e coordinamento da parte di Eni; pertanto, per gli esercizi chiusi al 31 dicembre 2008, 2007 e 2006, e ai soli fini della preparazione del presente Prospetto Informativo, le informazioni economiche, patrimoniali e finanziarie sono state predisposte in forma aggregata, per rappresentare la situazione patrimoniale, finanziaria ed economica delle attività che faranno capo a Snam Rete Gas, come se il Nuovo Gruppo Snam Rete Gas avesse operato da sempre come un gruppo unico autonomo riconducibile all’Emittente. Si evidenzia che l’operazione di aggregazione dei dati non ha l’obiettivo di rappresentare le Acquisizioni di Italgas e Stogit e il relativo consolidamento delle stesse da parte della Società. I dati aggregati derivano esclusivamente dalla somma dei dati di bilancio e/o progetti di bilancio del Gruppo Snam Rete Gas e delle società oggetto delle Acquisizioni al fine di rappresentare le principali grandezze economiche, finanziarie e patrimoniali del Nuovo Gruppo Snam Rete Gas per tutti i periodi rappresentati nel Prospetto Informativo. Conseguentemente i dati aggregati del patrimonio netto del Nuovo Gruppo Snam Rete Gas, non riflettono gli effetti delle Acquisizioni e del consolidamento di Italgas e Stogit da parte di Snam Rete Gas.
Inoltre, sono stati predisposti lo stato patrimoniale e il conto economico consolidati pro-forma del Gruppo Snam Rete Gas relativi all’esercizio chiuso al 31 dicembre 2008, ai soli fini della predisposizione del presente Prospetto Informativo, per simulare gli effetti delle Acquisizioni sopra menzionate sull’andamento economico e sulla situazione patrimoniale del Gruppo Snam Rete Gas, come se esse fossero virtualmente avvenute il 31 dicembre 2008 e, per quanto si riferisce ai soli effetti economici, il 1° gennaio 2008. In particolare, rispetto ai bilanci aggregati, i dati pro-forma includono anche la simulazione degli effetti delle Acquisizioni con riferimento alla variazione dell’indebitamento, all’aumento del capitale, nonché gli effetti sul patrimonio netto del Gruppo Snam Rete Gas correlati al consolidamento delle società oggetto di acquisizione.
I suddetti bilanci aggregati e i dati pro-forma sono stati predisposti sulla base dei documenti pubblicati di seguito riportati:
− bilanci consolidati di Snam Rete Gas, predisposti in conformità agli IFRS adottati dall’Unione Europea, relativi agli esercizi chiusi al 31 dicembre 2008, 2007 e 2006, assoggettati a revisione contabile da parte della Società di Revisione;
− progetto di bilancio di esercizio per l’esercizio chiuso al 31 dicembre 2008, bilanci di esercizio per gli esercizi chiusi al 31 dicembre 2007 e 2006, bilanci consolidati contrattuali per gli esercizi chiusi al 31 dicembre 2008, 2007 e 2006 di Italgas, predisposti in conformità agli IFRS adottati dall’Unione Europea, assoggettati a revisione contabile da parte della Società di Revisione; si
precisa che i bilanci consolidati contrattuali sono stati predisposti da Xxxxxxx e approvati dal relativo Consiglio di Amministrazione in data 12 marzo 2009, esclusivamente per adempiere alle obbligazioni contrattuali previste dall’accordo di compravendita del 12 febbraio 2009, ai fini di fornire le informazioni necessarie alla predisposizione del Prospetto Informativo relativo all’Aumento di Capitale;
− progetto di bilancio di esercizio per l’esercizio chiuso al 31 dicembre 2008 e bilanci di esercizio per gli esercizi chiusi al 31 dicembre 2007 e 2006 di Stogit, predisposti in conformità agli IFRS adottati dall’Unione Europea, assoggettati a revisione contabile da parte della Società di Revisione.
L’Emittente, pur ritenendo le informazioni pubbliche di Stogit e Italgas sufficienti per la redazione dei dati aggregati e pro-forma, non può assicurare che le stesse siano sufficienti ai fini di rendere integralmente conoscibili le società acquisende al pubblico e agli investitori.
Di seguito si riportano alcune informazioni finanziarie relative al Nuovo Gruppo Snam Rete Gas per gli esercizi chiusi al 31 dicembre 2008, 2007 e 2006, nonché per l’esercizio 2008 pro-forma. Tali informazioni sono state estratte:
− dai bilanci aggregati del Nuovo Gruppo Snam Rete Gas per gli esercizi chiusi al 31 dicembre 2008, 2007 e 2006, predisposti in conformità agli IFRS adottati dall’Unione Europea, approvati dal Consiglio di Amministrazione dell’Emittente in data 23 marzo 2009 ed assoggettati a revisione contabile dalla Società di Revisione, che ha emesso la propria relazione in data 23 marzo 2009 (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 20, Paragrafo 20.1.1);
− dallo stato patrimoniale e conto economico consolidati pro-forma del Gruppo Snam Rete Gas relativi all’esercizio chiuso al 31 dicembre 2008, approvati dal Consiglio di Amministrazione dell’Emittente in data 23 marzo 2009 e assoggettati a esame da parte della Società di Revisione, che ha emesso la propria relazione in data 23 marzo 2009, con riferimento alla ragionevolezza delle ipotesi di base per la redazione, alla correttezza della metodologia utilizzata, nonché alla correttezza dei principi contabili adottati (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 20, Paragrafo 20.2).
Le informazioni finanziarie di seguito riportate devono essere lette congiuntamente ai Capitoli 9, 10 e 20 della Sezione Prima del Prospetto Informativo.
CONTO ECONOMICO
Esercizio chiuso al 31 dicembre 2008 - pro-forma
Esercizi chiusi al 31 dicembre
2008 2007 2006
(milioni di Euro) | di cui verso parti correlate | di cui non ricorrenti | di cui verso parti correlate | di cui non ricorrenti | di cui verso parti correlate | di cui non ricorrenti | di cui verso parti correlate | di cui non ricorrenti |
Ricavi Ricavi della gestione caratteristica | 2.965 2.230 | 2.965 2.230 | 3.010 2.318 | 68 | 3.058 2.293 | |||
Altri ricavi e proventi | 80 56 | 80 56 | 123 29 | 71 | 69 22 | 20 | ||
Totale Ricavi | 3.045 | 3.045 | 3.133 | 3.127 | ||||
Costi operativi Acquisti, prestazioni di servizi e | (579) (317) | (579) (317) | (614) (227) | (751) (441) | ||||
costi diversi Costo lavoro | (257) 4 | (11) | (257) 4 | (11) | (264) 7 | (11) | (298) 5 | (25) |
Ammortamenti e svalutazioni | (691) | (691) | (682) | (690) | ||||
Utile Operativo | 1.518 | 1.518 | 1.573 | 1.388 | ||||
(Oneri) Proventi finanziari Proventi finanziari | 13 2 | 13 2 | 23 4 | 10 | 11 1 | |||
Oneri Finanziari | (408) (395) | (354) (341) | (282) (265) | (188) (175) | ||||
Strumenti derivati | 27 27 | 27 27 | 14 14 | (19) (19) | ||||
Totale (oneri) e proventi finanziari | (368) | (314) | (245) | (196) | ||||
(Oneri) Proventi su partecipazioni Proventi su partecipazioni | 29 29 | 29 29 | 74 74 | 54 | 42 42 | |||
Oneri su partecipazioni | (8) (8) | |||||||
Totale (oneri) e proventi su partecipazioni Utile prima delle imposte | 29 1.179 | 29 1.233 | 66 1.394 | 42 1.234 | ||||
Imposte sul reddito | (374) | 3 | (389) | 3 | (346) | (53) | (497) | 1 |
Utile netto | 805 | 844 | 1.048 | 737 | ||||
- di competenza del Gruppo | 802 | 841 | 1.046 | 735 | ||||
- di competenza di terzi azionisti | 3 | 3 | 2 | 2 |
STATO PATRIMONIALE
Al 31 dicembre 2008, pro-forma | 2008 | Al 31 dicembre 2007 | 2006 | |||||
(milioni di Euro) | di cui verso parti correlate | di cui verso parti correlate | di cui verso parti correlate | di cui verso parti correlate | ||||
ATTIVITÀ Attività correnti Disponibilità liquide ed equivalenti | 64 | 34 | 64 | 34 | 128 | 49 | 118 | 33 |
Attività finanziarie disponibili per la vendita | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 4 | 2 |
Crediti commerciali e altri crediti | 1.276 | 584 | 1.276 | 584 | 1.299 | 582 | 1.288 | 570 |
Rimanenze | 487 | 487 | 451 | 430 | ||||
Attività per imposte sul reddito correnti | 7 | 7 | 2 | 1 | ||||
Attività per altre imposte correnti | 14 | 14 | 21 | 27 | ||||
Altre attività correnti | 54 | 6 | 54 | 6 | 27 | 23 | 69 | 12 |
Totale Attività correnti | 1.904 | 1.904 | 1.930 | 1.937 | ||||
Attività non correnti Immobili, impianti o macchinari | 15.208 | 15.208 | 14.300 | 13.958 | ||||
Rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo | 411 | 411 | 411 | 411 | ||||
Attività immateriali | 739 | 739 | 748 | 760 | ||||
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto | 291 | 291 | 281 | 260 | ||||
Altre partecipazioni | 2 | 2 | 1 | 6 | ||||
Altre attività finanziarie | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | ||
Altre attività non correnti | 10 | 1 | 10 | 1 | 70 | 55 | 48 | 44 |
Totale Attività non correnti | 16.662 | 16.662 | 15.812 | 15.444 | ||||
Attività non correnti destinate ad essere cedute | 3 | 3 | - | 11 | ||||
TOTALE ATTIVITÀ | 18.569 | 18.569 | 17.742 | 17.392 | ||||
PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO Passività correnti Passività finanziarie a breve termine | 1.818 | 1.818 | 1.818 | 1.818 | 1.984 | 1.984 | 1.221 | 1.221 |
Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine | 222 | 222 | 222 | 222 | 223 | 222 | 552 | 538 |
Debiti commerciali e altri debiti | 1.469 | 286 | 1.469 | 286 | 1.378 | 321 | 1.360 | 379 |
Passività per imposte sul reddito correnti | 11 | 11 | 13 | 5 | ||||
Passività per altre imposte correnti | 21 | 21 | 19 | 48 | ||||
Altre passività correnti | 58 | 25 | 58 | 25 | 27 | 45 | 6 | |
Totale Passività correnti | 3.599 | 3.599 | 3.644 | 3.231 | ||||
Passività non correnti Passività finanziarie a lungo termine | 7.496 | 7.350 | 6.336 | 6.335 | 5.437 | 5.436 | 4.245 | 4.242 |
Fondi per i rischi e oneri | 649 | 649 | 598 | 598 | ||||
Fondi per benefici ai dipendenti | 107 | 107 | 111 | 131 | ||||
Passività per imposte differite | 1.001 | 1.009 | 1.141 | 1.421 | ||||
Altre passività non correnti | 257 | 19 | 257 | 19 | 174 | 6 | 146 | 9 |
Totale Passività non correnti | 9.510 | 8.358 | 7.461 | 6.541 | ||||
TOTALE PASSIVITÀ | 13.109 | 11.957 | 11.105 | 9.772 | ||||
Patrimonio netto Patrimonio netto di competenza del Gruppo | 5.453 | 6.605 | 6.630 | 7.613 | ||||
Patrimonio netto di competenza di terzi azionisti | 7 | 7 | 7 | 7 | ||||
TOTALE PATRIMONIO NETTO | 5.460 | 6.612 | 6.637 | 7.620 | ||||
TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO | 18.569 | 18.569 | 17.742 | 17.392 | ||||
SINTESI DEI FLUSSI FINANZIARI
Esercizi chiusi al 31 dicembre
(milioni di Euro) | 2008 | 2007 | 2006 |
Flusso di cassa netto da attività di esercizio | 1.532 | 1.386 | 1.783 |
Flusso di cassa netto da attività di investimento | (1.529) | (941) | (792) |
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento | (67) | (435) | (967) |
Disponibilità derivanti da società entrate nell’area di consolidamento | - | - | 51 |
Flusso di cassa netto dell’esercizio | (64) | 10 | 75 |
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO
Di seguito si riporta l’analisi dell’indebitamento finanziario netto, determinato sulla base dello schema previsto dal paragrafo 127 delle raccomandazioni CESR/05-054b implementative del Regolamento CEE 809/2004, che fornisce i criteri per la predisposizione dei prospetti informativi da predisporre in occasione di operazioni sugli strumenti finanziari, recepito dal Regolamento Emittenti.
Al 31 dicembre 2008, pro-forma | 2008 | Al 31 dicembre 2007 | 2006 | |||||
(milioni di Euro) | di cui verso parti correlate | di cui verso parti correlate | di cui verso parti correlate | di cui verso parti correlate | ||||
A. Disponibilità liquide | (64) | (34) | (64) | (34) | (128) | (49) | (118) | (33) |
B. Altre disponibilità liquide | - | - | - | - | - | - | ||
C. Titoli detenuti per la negoziazione | (2) | (2) | (2) | (2) | (2) | (2) | (4) | (2) |
D. Liquidità (A)+(B)+(C) | (66) | (36) | (66) | (36) | (130) | (51) | (122) | (35) |
E. Crediti finanziari | (1) | - | (1) | - | (1) | (1) | (1) | (1) |
F. Debiti bancari correnti | - | - | - | - | - | - | - | - |
G. Parte corrente dei finanziamenti a medio-lungo termine | 222 | 222 | 222 | 222 | 223 | 222 | 552 | 538 |
H. Altri debiti finanziari correnti | 1.818 | 1.818 | 1.818 | 1.818 | 1.984 | 1.984 | 1.221 | 1.221 |
I. Debiti e altre passività finanziarie correnti (F)+(G)+(H) | 2.040 | 2.040 | 2.040 | 2.040 | 2.207 | 2.206 | 1.773 | 1.759 |
J. Indebitamento finanziario corrente netto (D)+(E)+(I) | 1.973 | 2.004 | 1.973 | 2.004 | 2.076 | 2.154 | 1.650 | 1.723 |
K. Parte non corrente dei finanziamenti a medio-lungo | 7.351 | 7.350 | 6.336 | 6.335 | 5.437 | 5.436 | 4.245 | 4.242 |
termine L. Obbligazioni emesse | - | - | - | - | - | - | - | - |
M. Altri debiti non correnti | 000 | - | - | - | - | - | - | - |
X. Xxxxxx ed altre passività finanziarie non correnti | 7.496 | 7.350 | 6.336 | 6.335 | 5.437 | 5.436 | 4.245 | 4.242 |
(K)+(L)+(M) O. Indebitamento finanziario netto (J)+(N) | 9.469 | 9.354 | 8.309 | 8.339 | 7.513 | 7.590 | 5.895 | 5.965 |
STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO E ALTRE INFORMAZIONI
Le tabelle che seguono riportano le principali informazioni finanziarie utilizzate dall’Emittente per monitorare e valutare l’andamento economico e finanziario del Nuovo Gruppo Snam Rete Gas.
Con riferimento allo stato patrimoniale riclassificato, lo stesso è stato costruito aggregando i valori dell’attivo e del passivo secondo il criterio della funzionalità alla gestione d’impresa, suddivisa convenzionalmente nelle tre funzioni fondamentali: investimento, esercizio e finanziamento. L’Emittente ritiene che lo schema sotto riportato rappresenti un’utile informativa per l’investitore in quanto consente di individuare le fonti di risorse finanziarie (mezzi propri e terzi) e gli impieghi di risorse finanziarie nel capitale immobilizzato e in quello di esercizio.
Le informazioni sotto riportate non sono identificate come misure contabili nell’ambito degli IFRS adottati dall’Unione Europea, pertanto non devono essere considerate misure alternative per la valutazione dell’andamento economico del Nuovo Gruppo Snam Rete Gas e la relativa posizione finanziaria. L’Emittente ritiene che le informazioni finanziarie di seguito riportate siano un importante parametro per la misurazione delle performance del Nuovo Gruppo Snam Rete Gas, in quanto permettono di analizzare l’andamento economico e finanziario dello stesso. Poiché tali informazioni finanziarie non sono misure la cui determinazione è regolata dai principi contabili di riferimento per la predisposizione del bilancio dell’Emittente, il criterio applicato per la relativa determinazione potrebbe non essere omogeneo con quello adottato da altri gruppi e, pertanto, i relativi valori potrebbero non essere comparabili.
(milioni di Euro) | Al 31 dicembre 2008, pro-forma | 2008 | Al 31 dicembre 2007 | 2006 |
Immobili impianti e macchinari | 15.208 | 15.208 | 14.300 | 13.958 |
Attività Immateriali | 739 | 739 | 748 | 760 |
Rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo | 411 | 411 | 411 | 411 |
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto e Altre | 293 | 293 | 282 | 266 |
partecipazioni Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa | 2 | 2 | 2 | 4 |
Debiti netti relativi all’attività di investimento (1) | (393) | (393) | (324) | (284) |
Capitale immobilizzato | 16.260 | 16.260 | 15.419 | 15.115 |
Capitale di esercizio netto (2) | (1.224) | (1.232) | (1.158) | (1.469) |
Fondi per benefici a dipendenti | (107) | (107) | (111) | (131) |
Capitale investito netto | 14.929 | 14.921 | 14.150 | 13.515 |
Patrimonio netto | 5.460 | 6.612 | 6.637 | 7.620 |
Indebitamento finanziario netto | 9.469 | 8.309 | 7.513 | 5.895 |
Coperture | 14.929 | 14.921 | 14.150 | 13.515 |
(1) I debiti netti relativi all’attività di investimento sono costituiti dai debiti per attività di investimenti, inclusi nella voce Debiti commerciali e altri debiti dello stato patrimoniale, al netto dei crediti per attività di investimento e disinvestimento, inclusi nella voce Crediti commerciali e altri crediti dello stato patrimoniale.
(2) Il Capitale di esercizio netto è determinato come segue:
Al 31 dicembre | Al 31 dicembre | |||
(milioni di Euro) | 2008, pro-forma | 2008 | 2007 | 2006 |
Crediti commerciali e altri crediti | 1.276 | 1.276 | 1.299 | 1.288 |
Crediti per attività di investimento/disinvestimento | (22) | (22) | (18) | (18) |
Rimanenze | 487 | 487 | 451 | 430 |
Attività per imposte sul reddito correnti | 7 | 7 | 2 | 1 |
Attività per altre imposte correnti | 14 | 14 | 21 | 27 |
Altre attività correnti | 54 | 54 | 27 | 69 |
Altre attività non correnti | 10 | 10 | 70 | 48 |
Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa | (2) | (2) | (2) | (4) |
Attività non correnti destinate ad essere cedute | 3 | 3 | - | 11 |
Debiti commerciali e altri debiti | (1.469) | (1.469) | (1.378) | (1.360) |
Debiti per attività investimento | 415 | 415 | 342 | 302 |
Passività per imposte sul reddito correnti | (11) | (11) | (13) | (5) |
Passività per altre imposte correnti | (21) | (21) | (19) | (48) |
Altre passività correnti | (58) | (58) | (27) | (45) |
Fondi per rischi e oneri | (649) | (649) | (598) | (598) |
Passività per imposte differite | (1.001) | (1.009) | (1.141) | (1.421) |
Altre passività non correnti | (257) | (257) | (174) | (146) |
Capitale di esercizio netto | (1.224) | (1.232) | (1.158) | (1.469) |
ALTRE INFORMAZIONI | ||||
Al 31 dicembre | Al 31 dicembre | |||
(milioni di Euro) | 2008, pro-forma | 2008 | 2007 | 2006 |
Margine operativo lordo (3) | 2.209 | 2.209 | 2.255 | 2.078 |
Investimenti | 1.600 | 1.600 | 1.145 | 956 |
Free Cash Flow (4) | 3 | 445 | 991 | |
Margine operativo lordo per azione (valori in Euro) (5) | 1,25 | 1,27 | 1,09 | |
Free Cash Flow per azione (valori in Euro) (5) | 0,00 | 0,25 | 0,52 | |
Utile netto per azione (valori in Euro) (6) | 0,48 | 0,59 | 0,39 | |
Leverage (Indebitamento finanziario netto / Capitale investito netto) | 63,4% | 55,7% | 53,1% | 43,6% |
Margine operativo lordo / Ricavi della gestione caratteristica | 74,5% | 74,5% | 74,9% | 68,0% |
(3) Il Margine operativo lordo è determinato dall’Emittente come segue:
Esercizio chiuso al 31 Esercizi chiusi al 31 dicembre
(milioni di Euro) dicembre 2008, pro-forma | 2008 | 2007 | 2006 |
Utile operativo 1.518 | 1.518 | 1.573 | 1.388 |
Ammortamenti e svalutazioni 000 | 000 | 000 | 000 |
Margine operativo lordo 2.209 | 2.209 | 2.255 | 2.078 |
(4) Il Free Cash Flow è determinato dall’Emittente come segue: |
Esercizi chiusi al 31 dicembre
(milioni di Euro) | 2008 | 2007 | 2006 |
Flusso di cassa netto da attività di esercizio | 1.532 | 1.386 | 1.783 |
Flusso di cassa netto da attività di investimento | (1.529) | (941) | (792) |
Free Cash Flow | 3 | 445 | 991 |
(5) Il Margine operativo lordo per azione e il Free Cash Flow per azione sono stati determinati dividendo rispettivamente il Margine operativo lordo e il Free Cash Flow per il numero medio di azioni in circolazione nel periodo di riferimento (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 20, Paragrafo 20.1, Nota 32).
(6) (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 20, Paragrafo 20.1, Nota 32).
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FATTORI DI RISCHIO
4. FATTORI DI RISCHIO
L’Offerta in Opzione descritta nel Prospetto Informativo presenta gli elementi di rischio tipici di un investimento in titoli azionari quotati.
Al fine di effettuare un corretto apprezzamento dell’investimento, gli investitori sono invitati a valutare gli specifici fattori di rischio relativi: (i) all’Emittente e al Gruppo ad essa facente capo, (ii) al settore di attività in cui gli stessi operano e (iii) agli strumenti finanziari offerti. Inoltre, in considerazione del fatto che alla Data del Prospetto Informativo è in via di perfezionamento l’operazione di acquisizione di Italgas e Stogit, si riportano altresì alcuni rischi specifici, relativi alle attività di queste ultime e delle società da esse controllate.
Si precisa altresì che, in caso di perfezionamento delle Acquisizioni, ove applicabile, il riferimento al Gruppo Snam Rete Gas nei rilevanti fattori di rischio sarà riferito alle attività dell’Emittente inclusive di quelle di Italgas e Stogit.
I Fattori di Xxxxxxx descritti di seguito devono essere letti congiuntamente alle informazioni contenute nel Prospetto Informativo.
I rinvii alle Sezioni, ai Capitoli e ai Paragrafi si riferiscono alle Sezioni, ai Capitoli e ai Paragrafi del Prospetto Informativo.
1. FATTORI DI RISCHIO RELATIVI ALL’EMITTENTE
1.1 Rischi connessi alle Acquisizioni
Il 12 febbraio 2009 Snam Rete Gas ha sottoscritto due contratti di compravendita con Eni per l’acquisto dell’intero capitale sociale di Stogit, maggiore operatore italiano nel settore dello stoccaggio del gas naturale, e di Italgas, principale operatore nell’attività di distribuzione di gas in Italia. Il prezzo è stato determinato in Euro 1.650 milioni per Stogit ed in Euro 3.070 milioni per Italgas (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 22, Paragrafi 22.2 e 22.3).
1.1.1 Rischi connessi al mancato perfezionamento delle Acquisizioni
Nei contratti di compravendita, è contenuta una specifica previsione volta a garantire a Snam Rete Gas il diritto di recedere da entrambi i contratti (non da uno di essi in via isolata) nel periodo intercorrente fra la sottoscrizione dei contratti e la data di esecuzione, al verificarsi di una violazione delle dichiarazioni e garanzie rilasciate da Eni tale da provocare un effetto economico negativo significativo (specifiche soglie di significatività sono ivi previste) per Italgas e/o le Società del Gruppo Italgas (come di seguito definito) ovvero per Stogit (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 22, Paragrafi 22.2 e 22.3).
Nel caso, pertanto, che Snam Rete Gas si trovi nella condizione di dovere esercitare il suddetto recesso nel corso dell’esecuzione dell’Aumento di Capitale o successivamente al suo perfezionamento, il mancato perfezionamento delle Acquisizioni potrebbe determinare l’esigenza di dover valutare un diverso impiego della liquidità proveniente dall’Aumento di Capitale.
A tal riguardo, si segnala che Snam Rete Gas valuterà, entro un termine ragionevole, come utilizzare gli ammontari, al netto delle relative spese, rivenienti dall’Aumento di Capitale, prendendo in
FATTORI DI RISCHIO
considerazione eventuali acquisizioni o nuovi investimenti strategici alternativi, ovvero distribuendo agli azionisti dividendi straordinari.
Al verificarsi di tali circostanze, non si può escludere che il diverso impiego degli ammontari, al netto delle relative spese, rivenienti dall’Aumento di Capitale possa avere effetti negativi sull’attività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo Snam Rete Gas.
Per ulteriori informazioni si rinvia alla Sezione Prima, Capitolo 22, Paragrafi 22.2 e 22.3.
1.1.2 Rischi connessi alla natura delle Acquisizioni quali operazioni con parti correlate
Le Acquisizioni presentano i rischi tipici insiti nelle operazioni con parti correlate, in quanto: (i) Eni è l’azionista di controllo di Snam Rete Gas, (ii) Snam Rete Gas, in data 12 febbraio 2009, ha ricevuto da parte di Eni un impegno irrevocabile (c.d. commitment letter) a sottoscrivere un contratto, entro la data di perfezionamento delle Acquisizioni, per l’erogazione di un finanziamento a medio-lungo termine in favore di Snam Rete Gas di importo massimo pari ad Euro 1.300 milioni da utilizzare al fine del pagamento di parte del prezzo delle Acquisizioni (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 22, Paragrafi 22.2, 22.3 e 22.5), (iii) Eni, in data 12 febbraio 2009, si è impegnata a sottoscrivere le Azioni di propria competenza.
Pur avendo l’Emittente, nel rispetto della migliore prassi di governance, adottato tutte le misure necessarie per mitigare tali rischi, non si può escludere che le Acquisizioni, se fossero state concluse tra parti non correlate, avrebbero potuto essere caratterizzate da condizioni diverse (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 22, Paragrafi 22.2 e 22.3).
1.1.3 Rischi connessi al programma di finanziamento a servizio delle Acquisizioni
Le Acquisizioni saranno finanziate, per un importo fino a Euro 3.440 milioni, mediante l’utilizzo degli ammontari, al netto delle relative spese, rivenienti dall’Aumento di Capitale (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 22, Paragrafo 22.5 e Sezione Seconda, Capitolo 3, Paragrafo 3.4).
Snam Rete Gas, al fine di disporre delle ulteriori risorse finanziarie necessarie per le Acquisizioni, in concomitanza con la firma dei contratti relativi alle Acquisizioni, ha ricevuto da parte di Eni un impegno irrevocabile (la “Commitment Letter”) a sottoscrivere un contratto, entro la data di perfezionamento delle Acquisizioni, per l’erogazione di un finanziamento a medio-lungo termine in favore di Snam Rete Gas di importo massimo pari ad Euro 1.300 milioni da utilizzare al fine del pagamento di parte del prezzo delle Acquisizioni (il “Finanziamento Eni”) (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 22, Paragrafo 22.5).
Gli impegni assunti da Eni con la Commitment Letter verranno automaticamente meno qualora si verifichi, prima della sottoscrizione del contratto che disciplinerà il Finanziamento Eni, uno dei seguenti casi: (i) un evento, comprese le modifiche del quadro normativo vigente, tale da compromettere in maniera significativa, a ragionevole giudizio di Eni e Snam Rete Gas, la corretta esecuzione degli impegni assunti da essi ai sensi della Commitment Letter; o (ii) la sospensione dei pagamenti, lo stato di insolvenza, la messa in amministrazione straordinaria, la cessione dei beni ai creditori, lo scioglimento, la liquidazione di Snam Rete Gas.
FATTORI DI RISCHIO
Qualora successivamente alla sottoscrizione del contratto che disciplinerà il Finanziamento Eni si verifichi uno dei casi sopra descritti, Eni avrà la facoltà di risolvere tale contratto e di chiedere il rimborso anticipato del Finanziamento Eni.
Al venir meno degli impegni assunti da Eni con la Commitment Letter, nonché qualora Eni si avvalga della facoltà di risolvere il contratto che disciplinerà il Finanziamento Eni al verificarsi di uno degli eventi sopra descritti, Snam Rete Gas si troverebbe nelle condizioni di dover reperire con modalità alternative le risorse necessarie al pagamento di una parte del prezzo per le Acquisizioni ovvero necessarie al rimborso anticipato del Finanziamento Eni. Si segnala che, in tali ipotesi, anche in funzione delle condizioni di mercato a quella data prevalenti, Snam Rete Gas non esclude che potrebbe ottenere condizioni e termini più onerosi di quelli del Finanziamento Eni. Il verificarsi di tali circostanze potrebbe avere effetti negativi sull’attività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo Snam Rete Gas.
Per ulteriori informazioni si rinvia alla Sezione Prima, Capitolo 22, Paragrafo 22.5.
1.1.4 Rischi connessi alle informazioni relative a Italgas, alle Società del Gruppo Italgas e a Stogit contenute nel Prospetto Informativo
Le informazioni su Stogit, Italgas e sulle società in cui Italgas detiene partecipazioni (le “Società del Gruppo Italgas”) contenute nel presente Prospetto Informativo sono tratte esclusivamente da documenti pubblici.
Si precisa che nell’ambito delle Acquisizioni, Snam Rete Gas non ha compiuto attività di due diligence legale, fiscale e contabile su Stogit ed Italgas avendo avuto accesso solamente ad informazioni di carattere prettamente finanziario e di business relative alle due società strumentali alla negoziazione del Contratto Italgas e del Contratto Stogit.
Snam Rete Gas non può assicurare che le informazioni su Stogit, Italgas e le Società del Gruppo Italgas contenute nel presente Prospetto Informativo siano sufficienti ai fini di rendere integralmente conoscibili tali società agli investitori.
1.1.5 Rischi connessi alle attività svolte da Italgas e dalle Società del Gruppo Italgas
Si riportano di seguito alcuni rischi specifici relativi all’attività di Italgas e delle Società del Gruppo Italgas.
(a) Rischi legati alla scadenza delle concessioni/affidamenti di distribuzione del gas di cui sono titolari Italgas e le Società del Gruppo Italgas ed all’eventuale riscatto anticipato delle concessioni da parte degli enti concedenti
(i) Rischi relativi alle gare per l’assegnazione delle nuove concessioni di distribuzione del gas
Alla data del 31 dicembre 2008, il Gruppo Italgas è titolare di un portafoglio di oltre
1.300 concessioni di distribuzione di gas naturale distribuite su tutto il territorio nazionale (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 6, Paragrafo 6.5.2).
FATTORI DI RISCHIO
Alla scadenza prevista dalla normativa applicabile per le concessioni e gli affidamenti di cui sono titolari Italgas e le Società del Gruppo Italgas, oppure nell’ipotesi di esercizio del riscatto anticipato da parte dei Comuni, gli enti locali dovranno bandire le gare per l’assegnazione delle nuove concessioni di distribuzione del gas.
A seguito delle gare che dovranno essere indette dagli enti locali per l’assegnazione delle concessioni, Italgas e le Società del Gruppo Italgas, potrebbero non aggiudicarsi la titolarità di una o più delle nuove concessioni, oppure potrebbe aggiudicarsi le nuove concessioni a condizioni meno favorevoli di quelle attuali, con possibili effetti negativi sull’attività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo Italgas, fermo restando, nel caso di mancata aggiudicazione, l’incasso dell’indennità prevista in favore del gestore uscente.
A tal proposito si segnala che la concessione relativa alla distribuzione di gas nel Comune di Roma, di cui Xxxxxxx è titolare, scadrà entro la fine dell’anno 2009.
Si segnala inoltre che, in data 30 ottobre 2008, Italgas e GDF-Suez S.A. (di seguito, “Suez”) hanno stipulato un contratto di compravendita (di seguito, il “Contratto Suez”) ai sensi del quale, inter alia, Italgas si è impegnata a cedere a Suez l’intero capitale sociale di una società a responsabilità limitata in cui Italgas avrà conferito il ramo d’azienda comprensivo, tra l’altro, della concessione relativa alla distribuzione di gas nel Comune di Roma (il “Ramo d’Azienda Romana Gas”) (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 22, Paragrafo 22.2).
L’esecuzione del Contratto Suez è subordinata a determinate condizioni tra cui, in particolare, il rilascio da parte del Comune di Roma della idonea autorizzazione al trasferimento della concessione di distribuzione da Italgas alla suddetta società a responsabilità limitata, da avverarsi al massimo entro il 31 agosto 2009.
Nel caso di mancato perfezionamento del Contratto Suez, a seguito della gara che dovrà essere indetta dal Comune di Roma per l’assegnazione della concessione, Italgas potrebbe non essere in grado di aggiudicarsi la titolarità di tale concessione, oppure potrebbe aggiudicarsela a condizioni meno favorevoli di quelle attuali, con possibili effetti negativi sull’attività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo Italgas, fermo restando, nel caso di mancata aggiudicazione, l’incasso da parte di Italgas dell’indennità prevista in favore del gestore uscente.
Per ulteriori informazioni si rinvia alla Sezione Prima, Capitolo 6, Paragrafo 6.5.2 e Capitolo 22, Paragrafo 22.2.
(ii) Incertezze relative alla durata residua delle concessioni/affidamenti di distribuzione del gas di cui sono titolari Italgas e le Società del Gruppo Italgas
Al fine di attuare il sistema delle gare per la selezione del gestore del servizio di distribuzione del gas, il Decreto Letta ha introdotto una disciplina transitoria che incide sulla durata delle concessioni e degli affidamenti di distribuzione del gas in essere alla data della sua entrata in vigore. In particolare, il Decreto Letta ha stabilito che (i) gli
FATTORI DI RISCHIO
affidamenti e le concessioni assegnati con procedura di gara rimanessero in vigore fino alla scadenza prevista, ma comunque non oltre il 31 dicembre 2012, e (ii) gli affidamenti e le concessioni assegnati senza procedura di gara rimanessero in vigore fino alla scadenza prevista, ma comunque non oltre la scadenza del “periodo transitorio” (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 6, Paragrafo 6.6.3).
Si segnala che la scadenza di tale “periodo transitorio”, inizialmente prevista per il 31 dicembre 2005, è stata prorogata per mezzo di alcune disposizioni normative, per effetto delle quali il “periodo transitorio” è stato esteso fino al 31 dicembre 2010 per gli affidamenti e le concessioni che rispettino determinate condizioni.
In ogni caso, almeno un anno prima della scadenza del periodo di affidamento, l’ente locale dovrà avviare la procedura per l’affidamento del servizio mediante gara.
Alla luce del vigente quadro normativo e delle concessioni e affidamenti in essere con i Comuni, fatta eccezione per le concessioni assegnate da Comuni appartenenti alla Regione Sicilia (per i quali non si applicano i limiti stabiliti dal Decreto Letta sopra descritti), tutte le altre concessioni e affidamenti di cui sono titolari Italgas e le Società del Gruppo Italgas scadranno in un periodo compreso tra il 2009 e il 2012, a seconda del singolo affidamento/concessione.
La durata delle concessioni/affidamenti di cui sono titolari Italgas e le Società del Gruppo Italgas potrebbe essere suscettibile di riduzione qualora intervenissero modificazioni del quadro normativo vigente, ovvero qualora, in sede di eventuali contenziosi con gli enti locali concedenti e/o con terzi, prevalesse una qualificazione dei rapporti e/o una interpretazione della disciplina ad essi applicabile diversa.
Il verificarsi di tali circostanze potrebbe avere effetti negativi sull’attività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo Italgas.
In relazione alle disposizioni normative in tema di proroga del “periodo transitorio” del servizio di distribuzione del gas naturale, occorre segnalare che con sentenza 9 giugno 2006, n. 701, il TAR Lombardia, sez. Brescia, ha ravvisato la necessità di chiedere alla Corte di Giustizia CE, ai sensi dell’art. 234 del Trattato CE del 25 marzo 1957, come successivamente integrato e modificato (il “Trattato”), una pronuncia pregiudiziale in ordine alla compatibilità di tali disposizioni con le norme e i principi comunitari riguardanti l’affidamento dei servizi pubblici e la liberalizzazione del mercato del gas, rimettendo ad una successiva ordinanza la formulazione del quesito da sottoporre alla Corte di Giustizia CE.
Con ordinanza n. 963 del 4 agosto 2006, il TAR Lombardia, sez. Brescia, ha pertanto investito la Corte di Giustizia CE, ai sensi dell’art. 234 del Trattato, della pronuncia pregiudiziale sulla compatibilità della disciplina transitoria prevista dal Decreto Legge 30 dicembre 2005, n. 273 convertito dalla Legge 23 febbraio 2006, n. 51 (il “Decreto Milleproroghe”) e dal Decreto Letta con alcune norme del Trattato (in particolare gli articoli 43 CE, 49 CE e 86 n. 1 CE), della Direttiva 2003/55/CE nonché con alcuni principi del diritto comunitario.
FATTORI DI RISCHIO
La Corte di Giustizia CE, con sentenza n. 2008/C223/9 del 17 luglio 2008, ha stabilito la legittimità della normativa di uno Stato che preveda il prolungamento della durata del periodo transitorio al termine del quale deve cessare anticipatamente una concessione di distribuzione di gas naturale, qualora tale prolungamento sia necessario per l’ordinato scioglimento dei rapporti contrattuali a condizioni accettabili sia dal punto di vista economico, sia per le esigenze del servizio pubblico. Alla luce di quanto statuito dalla Corte di Giustizia CE, se da un lato la stessa Corte ha dichiarato la compatibilità delle disposizioni nazionali con i principi comunitari, dall’altro pare doveroso sottolineare che tali disposizioni devono comunque rispettare i principi generali di efficienza ed economicità; pertanto, ove detti principi non siano rispettati non si può escludere un rischio di contenzioso instaurato da un soggetto terzo interessato ad accedere al mercato di distribuzione del gas naturale.
Pertanto, ove a seguito di eventuali contenziosi instaurati da terzi, dovessero risultare non applicabili le disposizioni nazionali che stabiliscono proroghe del “periodo transitorio” perché giudicate incompatibili rispetto ai principi comunitari, la durata delle concessioni/affidamenti di cui sono titolari Italgas e le Società del Gruppo Italgas indicata nel Prospetto Informativo potrebbe essere suscettibile di riduzione.
Il verificarsi di tali circostanze potrebbe avere effetti negativi sull’attività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo Italgas.
(iii) Rischi relativi all’eventuale riscatto anticipato delle concessioni e degli affidamenti di distribuzione del gas di cui sono titolari Italgas e le Società del Gruppo Italgas
L’articolo 23 comma 3 del Decreto Milleproroghe fa salvo il diritto degli enti locali di riscattare le concessioni e gli affidamenti durante il periodo transitorio, ove tale diritto sia previsto nell’atto di affidamento o concessione.
La Corte Costituzionale, con sentenza n. 132 del 2008, si è pronunciata nel senso di riconoscere la legittimità delle clausole di riscatto limitatamente agli affidamenti e alle concessioni assegnati senza procedura di gara e di consentire agli enti locali di avvalersene soltanto per l’espletamento di una procedura di evidenza pubblica.
Tale diritto di riscatto potrà essere esercitato dal comune concedente o affidante: (i) ove sia decorso almeno un terzo della durata complessiva della concessione/affidamento e, comunque non meno di 10 anni (il diritto potrà poi essere esercitato a scadenze successive di cinque anni); (ii) con preavviso di un anno; (iii) dietro corresponsione al concessionario di un’equa indennità (calcolata ai sensi dell’art. 24 comma 4, lett. a), b) e c) del X.X. 00 ottobre 1925 n. 2578 il quale prevede che si debba tenere conto non solo del “valore industriale” dell’impianto, ma anche del profitto che al concessionario viene a mancare a causa del riscatto anticipato rispetto alla scadenza delle concessioni/affidamenti).
Si segnala che esistono differenze interpretative tra gli enti concedenti ed i gestori circa le modalità di applicazione dei criteri per la quantificazione dell’indennità dovuta al
FATTORI DI RISCHIO
gestore nel caso di riscatto anticipato della concessione ai sensi dell’articolo 24, comma 4, lett. a), b) e c) del X.X. 00 ottobre 1925 n. 2578.
Pertanto nel caso di esercizio da parte dei Comuni del riscatto anticipato durante il periodo transitorio, potrebbero sorgere contenziosi aventi ad oggetto la quantificazione dell’indennità dovuta a Italgas ed alle Società del Gruppo Italgas; l’esito di tali giudizi potrebbe essere sfavorevole per Italgas e per le Società del Gruppo Italgas, con conseguenti effetti negativi sull’attività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo Italgas.
(iv) Xxxxxx relativi alla sussistenza del diritto dei Comuni ad acquisire la proprietà delle reti di distribuzione del gas e alla quantificazione del rimborso a carico del nuovo gestore
Con riferimento alle concessioni relativamente alle quali Italgas e le Società del Gruppo Italgas sono anche proprietarie delle reti di distribuzione del gas, si segnala che la dottrina e la giurisprudenza che si sono occupate dell’interpretazione delle norme relative alle reti di distribuzione del gas contenute nel Decreto Letta non hanno chiarito se la società proprietaria delle reti sia effettivamente tenuta, alla scadenza delle concessioni/affidamenti, a trasferire ai Comuni la proprietà delle reti, ed esistono differenze interpretative tra gli enti concedenti ed i gestori circa le modalità di applicazione dei criteri per la quantificazione dell’indennità dovuta al gestore uscente proprietario delle reti ai sensi dell’articolo 24, comma 4, lett. a) e b) del X.X. 00 ottobre 1925 n. 2578 (ai sensi del quale è previsto che si debba tenere conto solo del “valore industriale” dell’impianto, e non anche del profitto che al concessionario viene a mancare a causa della mancata aggiudicazione della concessione).
Pertanto alla scadenza delle concessioni/affidamenti, potrebbero sorgere contenziosi aventi ad oggetto la quantificazione dell’indennità dovuta a Italgas ed alle Società del Gruppo Italgas; l’esito di tali giudizi potrebbe essere sfavorevole per Italgas e per le Società del Gruppo Italgas, con conseguenti effetti negativi sull’attività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo Italgas.
(b) Rischi relativi alla possibile evoluzione del quadro normativo di riferimento di Italgas e delle Società del Gruppo Italgas
Italgas e le Società del Gruppo Italgas operano in un contesto regolamentato, soggetto a cambiamenti, che, specie negli ultimi anni, è stato caratterizzato da numerosi contenziosi tra gli operatori del settore e il regolatore (AEEG).
La regolamentazione del settore riguarda molteplici aspetti dell’attività del Gruppo Italgas sia in termini di modalità di svolgimento della stessa sia in termini di remunerazione.
Futuri cambiamenti nelle politiche normative adottate dall’Unione Europea o a livello nazionale, nonché nel quadro regolatorio definito dall’AEEG potrebbero avere ripercussioni impreviste con conseguenti effetti negativi sull’attività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo Italgas.
FATTORI DI RISCHIO
(c) Rischi ambientali legati all’attività di Italgas
L’attività di Italgas e delle Società del Gruppo Italgas è soggetta alla normativa italiana e dell’Unione Europea in materia di tutela dell’ambiente.
Sebbene Xxxxxxx abbia dichiarato, nella relazione al bilancio civilistico relativo all’esercizio chiuso il 31 dicembre 2008, di svolgere la propria attività nel rispetto delle leggi e dei regolamenti in materia di ambiente e sicurezza, non può tuttavia essere escluso che Italgas e le Società del Gruppo Italgas possano incorrere in costi o responsabilità anche di dimensioni rilevanti in materia di tutela dell’ambiente. Sono infatti difficilmente prevedibili le ripercussioni economico-finanziarie di eventuali danni ambientali, anche in considerazione dei possibili effetti di nuove disposizioni legislative e regolamentari per la tutela dell’ambiente, dell’impatto di eventuali innovazioni tecnologiche per il risanamento ambientale, della possibilità dell’insorgere di controversie e della difficoltà di determinare le eventuali conseguenze, anche in relazione alla responsabilità di altri soggetti.
Italgas è impegnata in attività di bonifica di siti contaminati per effetto dell’attività di produzione di gas manifatturato svolta in passato, rimozione e smaltimento rifiuti (per demolizione di strutture impiantistiche obsolete) ed eliminazione di materiali contenenti amianto. A copertura delle passività stimate in relazione agli adempimenti previsti dalla vigente normativa, è stato costituito un apposito fondo.
Tuttavia non si può escludere che tale fondo possa risultare inadeguato rispetto alle effettive passività che potrebbero essere sostenute in relazione agli adempimenti previsti dalla vigente normativa. Pertanto, si segnala che l’eventuale inadeguatezza del suddetto fondo potrebbe avere effetti negativi sull’attività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo Italgas.
(d) Xxxxxx derivanti dai procedimenti giudiziali in essere in cui è coinvolta Italgas
Italgas è parte in procedimenti civili e amministrativi e in azioni legali collegate al normale svolgimento delle sue attività.
Fra tali procedimenti si segnala che nel maggio 2007 è stato notificato a Italgas un provvedimento di perquisizione locale e sequestro nell’ambito del procedimento n. 11183/06 RGNR avviato dalla Procura della Repubblica presso il Tribunale di Milano. L’atto è stato notificato anche al Presidente di Italgas. Nell’atto istruttorio sono ipotizzati comportamenti in violazione di legge, a partire dall’anno 2003, con riferimento all’utilizzo degli strumenti di misurazione del gas, al relativo pagamento delle accise, alla fatturazione ai clienti nonché ai rapporti con le Autorità di Xxxxxxxxx. Le violazioni contestate si riferiscono tra l’altro a fattispecie di reato previste dal Decreto Legislativo 8 giugno 2001, n. 231, che prevede la responsabilità amministrativa della società per i reati commessi da propri dipendenti nell’interesse o a vantaggio della società stessa.
Sebbene Xxxxxxx abbia dichiarato di ritenere, sulla base delle informazioni di cui attualmente dispone e dei fondi rischi esistenti, che tali procedimenti e azioni non determineranno effetti negativi rilevanti, tuttavia non può escludersi che l’eventuale esito negativo di alcune di tali
FATTORI DI RISCHIO
cause possa avere effetti negativi sull’attività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo Italgas.
(e) Rischi connessi al mancato perfezionamento del Contratto Suez
Nel caso di mancato perfezionamento del Contratto Suez, oltre a quanto già segnalato al Paragrafo 1.1.5 (a) (i) che precede, Italgas avrebbe un perimetro di business ed una struttura patrimoniale diversi rispetto all’ipotesi di cessione del Ramo d’Azienda Romana Gas con effetti sull’attività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo Italgas medesimo che alla Data del Prospetto Informativo l’Emittente non è in grado di stimare.
Per ulteriori informazioni si rinvia alla Sezione Prima, Capitolo 6, Paragrafo 6.5.2 e Capitolo 22, Paragrafo 22.2.
1.1.6 Rischi connessi all’attività svolta da Stogit
Si riportano di seguito alcuni rischi specifici relativi all’attività di Stogit.
(a) Xxxxxx relativi alla titolarità delle concessioni di stoccaggio del gas
Secondo dati pubblici, Stogit è titolare di dieci concessioni di stoccaggio del gas. Di queste, una scadrà il 14 giugno 2012, otto il 1 gennaio 2017 e una il 6 novembre 2021 (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 6, Paragrafo 6.4). Tutte le concessioni sono prorogabili dal Ministero dello Sviluppo Economico per non più di due volte per una durata di dieci anni ciascuna ai sensi dell’art. 1, comma 61, Legge n. 239/2004.
Xxx Xxxxxx non sia in grado di conservare la titolarità di una o più delle proprie concessioni ovvero, al momento del rinnovo, si aggiudichi le concessioni a condizioni meno favorevoli di quelle attuali, potrebbero determinarsi effetti negativi sull’attività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria di Stogit.
(b) Rischi relativi alla possibile evoluzione del quadro normativo di riferimento di Stogit
L’attività di Stogit si svolge in un contesto regolamentato. La normativa comunitaria e nazionale in materia e le decisioni dell’AEEG possono avere un impatto significativo sull’operatività, i risultati economici e l’equilibrio finanziario di Stogit. Il quadro normativo di riferimento è costituito principalmente dal Decreto Letta, che ha recepito nel nostro ordinamento la Direttiva 98/30/CE del 22 giugno 1998, dalla Delibera dell’AEEG n. 50/06 del 3 marzo 2006, che ha definito i criteri per la determinazione delle tariffe di stoccaggio del gas per il secondo periodo di regolazione (1 aprile 2006-31 marzo 2010) e dalla Delibera dell’AEEG n. 119/05 del 21 giugno 2005, come successivamente integrata e modificata, che ha adottato le regole volte a garantire il libero accesso al servizio di stoccaggio e fissato le norme per la predisposizione del Codice di Stoccaggio da parte delle imprese di stoccaggio.
Futuri cambiamenti nelle politiche normative adottate dall’Unione Europea o a livello nazionale o a livello regolamentare da parte dell’AEEG potrebbero avere ripercussioni impreviste con conseguenti effetti negativi sul quadro normativo di riferimento e, di conseguenza, sull’attività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria di Stogit.
FATTORI DI RISCHIO
Si segnala che ove tali cambiamenti nelle politiche normative di riferimento determinino una deregolazione, anche parziale, dell’attività di stoccaggio di gas, non si possono escludere effetti negativi sull’attività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria di Stogit.
(c) Rischio relativo all’incertezza delle riserve di gas naturale
Diverse incertezze sono connesse alla stima delle riserve di gas naturale presente nei campi di stoccaggio in cui Stogit svolge la propria attività e conseguentemente alla loro futura producibilità ed agli investimenti necessari per attuarla.
L’accuratezza delle stime in questione dipende da un certo numero di fattori, assunzioni e variabili, tra i quali rivestono rilievo ad esempio: a) la qualità dei dati geologici, tecnici ed economici e la loro interpretazione e valutazione; b) le proiezioni relative ai futuri tassi di produzione e alla tempistica delle spese relative; c) la stabilità/la variazione delle norme legislative e regolamentari di settore; d) i risultati concreti delle perforazioni e delle attività di produzione in generale nei giacimenti in concessione a Stogit che intervengano dopo la data di effettuazione delle stime e che potrebbero provocare revisioni al rialzo o al ribasso di dette stime; e) variazioni dei prezzi del gas naturale, da sole e/o come conseguenza delle variazioni del prezzo del petrolio.
I fattori, anche ulteriori a quelli sopra elencati, che possano influenzare la stima delle riserve sono fuori dal controllo di Stogit e quindi potrebbero nel tempo variare, così influenzando le stime stesse. Per conseguenza, vi potrebbero essere differenze tra le riserve stimate e quelle che effettivamente potranno essere prodotte. In particolare, eventuali future revisioni al ribasso delle stime comporterebbero minori quantitativi producibili, con conseguenti effetti negativi sulle attività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria di Stogit.
(d) Rischi ambientali legati all’attività di Stogit
Stogit è soggetta a numerose leggi e regolamenti per tutela dell’ambiente, della salute e della sicurezza a livello nazionale, regionale, locale e comunitario. La normativa ambientale pone anche limiti alle emissioni nell’atmosfera da parte di impianti utilizzati da Stogit per lo svolgimento delle proprie attività.
Le normative in materia ambientale, di salute e di sicurezza hanno un impatto notevole sulle attività di Stogit e non può essere escluso con certezza che Stogit incorra in costi o responsabilità anche di proporzioni rilevanti.
A copertura delle passività stimate in relazione agli adempimenti previsti dalla vigente normativa, è stato costituito un apposito fondo.
Tuttavia non si può escludere che tale fondo possa risultare inadeguato rispetto alle effettive passività che potrebbero essere sostenute in relazione agli adempimenti previsti dalla vigente normativa. Pertanto, si segnala che l’eventuale inadeguatezza del suddetto fondo potrebbe avere effetti negativi sull’attività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria di Stogit.
FATTORI DI RISCHIO
1.1.7 Rischi connessi all’integrazione con Stogit e Italgas
Le operazioni di acquisizione per loro natura presentano elementi di rischio.
Le Acquisizioni presentano inoltre i rischi tipici delle operazioni di integrazione di un gruppo societario e quindi le difficoltà relative al coordinamento del management, all’integrazione delle strutture, dei servizi esistenti e dei sistemi informatici con quelli delle società neo-acquisite. Pertanto, tenuto anche conto delle esistenti normative in materia di unbundling (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 6, Paragrafo 6.6.6), il processo di integrazione tra Snam Rete Gas, Stogit e Italgas potrebbe non essere completato ovvero essere completato con tempi e modi diversi da quelli originariamente pianificati e comportare costi non previsti dalla Società.
Tale circostanza potrebbe pregiudicare il pieno sfruttamento delle sinergie attese, nonché la tempistica prevista per la loro attuazione, con conseguenti effetti negativi sull’attività e sulla situazione finanziaria, economica e patrimoniale del Gruppo Snam Rete Gas.
Per ulteriori informazioni si rinvia alla Sezione Prima, Capitolo 22, Paragrafi 22.5.
1.2 Rischi derivanti dal controllo e dalla dipendenza dal Gruppo Eni
Benché Snam Rete Gas eserciti la propria attività con autonomia gestionale, generando ricavi dalla propria clientela e utilizzando proprie competenze, tecnologie, risorse umane e finanziarie, essa è, alla Data del Prospetto Informativo, e a seguito dell’Offerta continuerà ad essere, controllata da Eni e soggetta alla sua attività di direzione e coordinamento, seppur nei limiti della normativa sull’unbundling (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 6, Paragrafo 6.6.6).
Di seguito si evidenziano i principali rischi connessi ai rapporti esistenti alla Data del Prospetto Informativo tra Snam Rete Gas e Eni.
1.2.1 Rischi connessi ai rapporti finanziari in essere tra l’Emittente e il Gruppo Eni
Al 31 dicembre 2008 il Gruppo Eni ha concesso a Snam Rete Gas finanziamenti per un ammontare complessivo pari ad Euro 6.237 milioni circa (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 10, Paragrafo 10.1.1 e Capitolo 20, Paragrafo 20.1.1). A tale ammontare debbono aggiungersi gli impegni relativi al Finanziamento Eni (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 22, Paragrafo 22.5). Si evidenzia che l’Emittente si finanzia interamente tramite la controllante Eni.
Gli accordi di finanziamento stipulati, prevedono la facoltà per Eni di richiedere il rimborso anticipato dei rispettivi finanziamenti in caso di perdita del controllo su Snam Rete Gas da parte di Eni. Si sottolinea inoltre che anche tutti i contratti di Interest Rate Swap sottoscritti con Eni, includono la clausola del cambiamento del controllo, ovvero prevedono la facoltà di Eni, in caso perdita del controllo di Snam Rete Gas, di risolvere tutti i rapporti. La perdita del controllo da parte di Eni potrebbe ripercuotersi sulla capacità di Snam Rete Gas di ottenere e garantire prestiti e finanziamenti in sostituzione di quelli esistenti. Ove Snam Rete Gas fosse in grado di ottenere prestiti e finanziamenti da altre fonti, i termini e le altre condizioni potrebbero essere diversi rispetto a quelli ottenuti direttamente da società del Gruppo Eni o con l’ausilio di Eni.
FATTORI DI RISCHIO
La eventuale perdita del controllo da parte di Eni, (anche per effetto dei possibili obblighi derivanti dall’applicazione del Decreto 239/2003 (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 6, Paragrafo 6.6.2)), quindi, potrebbe avere effetti negativi sull’attività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo Snam Rete Gas.
Per ulteriori informazioni si rinvia alla Sezione Prima, Capitolo 6, Paragrafo 6.12.4 per quanto attiene al Gruppo Snam Rete Gas e alla Sezione Prima, Capitolo 10, Paragrafo 10.1.1, e Capitolo 20, Paragrafo 20.1.1, per quanto attiene i finanziamenti del Nuovo Gruppo Snam Rete Gas in caso di perfezionamento delle Acquisizioni.
1.2.2 Rischi connessi al controllo di diritto di Eni nei confronti dell’Emittente e alla non contendibilità della Società
In qualità di azionista di controllo, Eni potrà nominare la maggioranza dei membri del Consiglio di Amministrazione di Snam Rete Gas e potrà incidere sulla politica di dividendo e su altre decisioni della società, seppur nei limiti della normativa sull’unbundling, e, in generale, sulle decisioni dell’Assemblea degli azionisti di Snam Rete Gas. La possibilità per gli azionisti di minoranza di incidere su tali decisioni sarà, pertanto, limitata. Tuttavia si segnala che, alla Data del Prospetto Informativo, il Consiglio di Amministrazione di Snam Rete Gas è composto, per la maggioranza dei suoi membri (cinque su nove), da consiglieri che posseggono i requisiti di indipendenza stabiliti per i Sindaci dall’art. 148, comma 3, del TUF e dall’art. 3 del Codice di Autodisciplina. Tre di questi consiglieri sono stati nominati su proposta degli azionisti di minoranza.
La partecipazione di controllo di diritto che Eni detiene e deterrà dopo l’Aumento di Capitale, non rende possibile a soggetti terzi l’acquisizione del controllo di Snam Rete Gas senza il consenso di Eni stessa. Snam Rete Gas è una società, quindi, non contendibile.
Per ulteriori informazioni si rinvia alla Sezione Prima, Capitolo 14, Paragrafo 14.1.1.
1.3 Rapporti con parti correlate
Alla Data del Prospetto Informativo, Snam Rete Gas ha in essere una serie di rapporti contrattuali con il Gruppo Eni (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 19).
Le operazioni compiute dal Gruppo Snam Rete Gas con parti correlate (così come definite dal principio contabile internazionale IAS 24) riguardano essenzialmente lo scambio di beni, la prestazione di servizi, la provvista e l’impiego di mezzi finanziari.
Fatto salvo quanto di seguito specificato, tutte le operazioni fanno parte dell’ordinaria gestione dell’impresa, sono generalmente regolate in base a condizioni di mercato, cioè alle condizioni che si sarebbero applicate fra due parti indipendenti, e sono state compiute nell’interesse delle imprese del Gruppo Snam Rete Gas.
Con riferimento a tali operazioni, in data 24 febbraio 2003, Snam Rete Gas ha adottato un documento contenente Principi di comportamento in materia di operazioni con parti correlate.
FATTORI DI RISCHIO
In relazione a tali rapporti, si precisa che:
• la quasi totalità dei ricavi del Gruppo Snam Rete Gas verso parti correlate, pari a circa il 71% del totale dei ricavi della gestione caratteristica nell’anno 2008, è relativa ad attività sottoposte a regolazione da parte dell’AEEG;
• con riferimento ai costi verso parti correlate nel 2008 il peso percentuale sul totale dei costi operativi del Gruppo Snam Rete Gas era pari a circa il 69%;
• i rapporti finanziari connessi alla copertura dei fabbisogni finanziari e all’impiego della liquidità, nonché rapporti relativi alla copertura dei rischi di tasso di interesse, tramite l’utilizzo di contratti derivati, sono per la totalità verso la controllante Eni (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 4, Paragrafo 1.2.1).
Tra tali rapporti con parti correlate, si precisa che il Gruppo Snam Rete Gas ha in essere rapporti commerciali con società del Gruppo Eni che svolgono servizi specifici quali (i) Eni Servizi S.p.A. che svolge servizi generali; (ii) Sofid S.p.A. che presta servizi contabili, amministrativi e finanziari. In considerazione dell’attività svolta e della natura della correlazione (società possedute interamente o pressoché interamente da Eni), i servizi forniti da tali società sono regolati sulla base di tariffe definite con riferimento ai costi specifici sostenuti e al margine minimo per il recupero dei costi generali e la remunerazione del capitale investito. A tale specifico riguardo, con l’esclusione delle attività soggette a regolazione dall’AEEG, tuttavia non vi è garanzia che, ove le operazioni compiute con parti correlate fossero concluse con parti terze, le stesse avrebbero negoziato e stipulato i relativi contratti, ovvero eseguito le suddette operazioni, alle medesime condizioni e modalità.
Gli schemi contenenti le informazioni economiche, patrimoniali e finanziarie relative delle operazioni con parti correlate per gli esercizi chiusi al 31 dicembre 2008, 2007 e 2006, sono riportati nella Sezione Prima, Capitolo 19.
Per ulteriori informazioni si rinvia alla Sezione Prima, Capitolo 19 e Capitolo 22.
1.4 Particolari previsioni statutarie
Lo Statuto di Snam Rete Gas contiene alcune disposizioni rilevanti relative: (i) alle deliberazioni dell’Assemblea della Società, (ii) ai limiti all’esercizio del diritto di voto in Assemblea. Per ulteriori informazioni si rinvia allo Statuto, disponibile sul sito internet di Snam Rete Gas (xxx.xxxxxxxxxxx.xx) e alla normativa applicabile.
1.4.1 Deliberazioni dell’Assemblea della Società
Ai sensi dell’art. 15 dello Statuto di Snam Rete Gas, le deliberazioni riguardanti la cessione, il conferimento, l’affitto, l’usufrutto e ogni altro atto di disposizione (ivi incluso l’assoggettamento a vincoli) dell’azienda Snam Rete Gas ovvero di rami d’azienda di rilevanza strategica che ineriscano ad attività relative al trasporto e dispacciamento del gas sono di competenza dell’Assemblea e dovranno essere adottate con il voto favorevole di tanti soci che rappresentino almeno i tre quarti del capitale presente in Assemblea. La medesima maggioranza di tre quarti del capitale rappresentato è necessaria per l’approvazione di delibere di competenza dell’Assemblea Straordinaria.
FATTORI DI RISCHIO
1.4.2 Limiti all’esercizio del diritto di voto in assemblea
Ai sensi dell’art. 7 del vigente Statuto di Snam Rete Gas, fino alla scadenza del periodo di regolazione delle tariffe di trasporto e di dispacciamento di gas naturale immediatamente successivo a quello che termina il 30 settembre 2009, l’esercizio del diritto di voto e comunque degli altri diritti aventi contenuto diverso da quello patrimoniale connessi alle azioni di Snam Rete Gas che rappresentino più del 15% del capitale sociale con diritto di voto nell’Assemblea Ordinaria acquisite successivamente alla ammissione di Snam Rete Gas alla quotazione ufficiale di Borsa da uno Stato o da amministrazioni pubbliche o da soggetti da questi direttamente o indirettamente controllati, nonché da soggetti che svolgano direttamente o indirettamente attività di importazione e/o di esportazione in Italia di gas naturale e dai soggetti controllanti gli stessi, è assoggettato al gradimento risultante da atto scritto del Consiglio di Amministrazione di Snam Rete Gas. Il suddetto gradimento può essere negato solo se l’interesse sociale lo esige e, una volta accordato, è irrevocabile.
Le disposizioni contenute nel presente articolo cesseranno di avere efficacia quando fossero emanati, relativamente alla Società, i decreti sui poteri speciali previsti dall’art. 2 comma 1 e 1-bis della legge
n. 474 del 30 luglio 1994.
In considerazione del fatto che il Ministero dello Sviluppo Economico ha una partecipazione di controllo dell’Eni, che a sua volta controlla Snam Rete Gas, il Governo Italiano potrebbe infatti esercitare nei confronti di Snam Rete Gas stessa i poteri speciali previsti dalla Legge 30 luglio 1994,
n. 474, di conversione del D.L. 31 maggio 1994 n. 332. Gli articoli 2 e 3 del Decreto Legge 31 maggio 1994 n. 332 prevedono la possibilità per il Governo Italiano di esercitare tali poteri speciali nei confronti di società oggetto di privatizzazione operanti in settori di interesse nazionale, tra cui quello dell’energia, individuate con Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri, adottato di concerto con i Ministri competenti per settore.
In esecuzione di tali disposizioni, il D.P.C.M. 23 marzo 2006 ha individuato Snam Rete Gas quale Società nel cui statuto introdurre i poteri speciali, prima di ogni atto che determini la perdita di controllo da parte dello Stato.
Tale operazione non ha mai avuto luogo in assenza dell’emanazione dei provvedimenti normativi di attuazione, previsti dall’art. 1 comma 2 del citato D.L. n. 332/04. Il tema si è successivamente riproposto con la formulazione dell’art. 1 della Legge 27 dicembre 2006 n. 296 (Legge Finanziaria 2007), con il quale il legislatore si è unicamente limitato a rideterminare il termine di dismissione in ventiquattro mesi a decorrere dalla data di entrata in vigore del D.P.C.M. di cui all’art. 1, comma 2, del D.L. n. 332/04 citato. Alla Data del Prospetto Informativo non è stato emanato il D.P.C.M. che determina la modalità e le condizioni per la dismissione della partecipazione di controllo detenuta da Eni nell’Emittente.
Per ulteriori informazioni si rinvia alla Sezione Prima, Capitolo 21, Paragrafo 21.1.2.
1.5 Rischi legati alla rappresentazione dei dati economico finanziari su base pro-forma e all’inserimento di dati contabili aggregati
Il Prospetto Informativo contiene il conto economico consolidato pro-forma relativo all’esercizio chiuso al 31 dicembre 2008, nonché lo stato patrimoniale consolidato pro-forma al 31 dicembre 2008
FATTORI DI RISCHIO
predisposti al fine di evidenziare gli effetti dell’acquisizione di Stogit e Italgas e del reperimento delle risorse necessarie per finanziare l’acquisizione. In particolare, il conto economico consolidato pro- forma relativo all’esercizio chiuso al 31 dicembre 2008 è stato predisposto assumendo che l’Acquisizione sia avvenuta il 1 gennaio 2008.
Le informazioni contenute nel conto economico e stato patrimoniale pro-forma rappresentano una simulazione dei possibili effetti che potrebbero derivare dall’Acquisizione, fornita a soli fini illustrativi. In particolare, poiché i dati pro-forma sono costruiti per riflettere retroattivamente gli effetti significativi di operazioni successive, nonostante il rispetto delle regole comunemente accettate e l’utilizzo di assunzioni ragionevoli, vi sono dei limiti connessi alla natura stessa dei dati pro-forma. Pertanto, sussiste il rischio che, qualora l’operazione fosse realmente avvenuta alle date prese a riferimento per la predisposizione dei dati pro-forma, non necessariamente si sarebbero ottenuti gli stessi risultati rappresentati nei conti economici e nello stato patrimoniale pro-forma.
Inoltre, i dati pro-forma non riflettono dati prospettici, in quanto sono predisposti in modo da rappresentare solamente gli effetti significativi isolabili e oggettivamente misurabili dell’Acquisizione, senza tenere conto degli effetti potenziali dovuti a variazioni delle politiche del management e a decisioni operative conseguenti all’operazione stessa.
Infine, in considerazione delle diverse finalità dei dati pro-forma rispetto ai dati dei bilanci storici e delle diverse modalità di calcolo degli effetti con riferimento allo stato patrimoniale pro-forma al 31 dicembre 2008 e al conto economico pro-forma per l’esercizio chiuso al 31 dicembre 2008, tali documenti vanno letti e interpretati separatamente, senza ricercare collegamenti contabili tra gli stessi.
Il Prospetto Informativo contiene inoltre i dati aggregati rappresentanti il Nuovo Gruppo Snam Rete Gas, così come specificato dettagliatamente nella Sezione Prima, Capitolo 20, Paragrafo 20.1.
I dati aggregati derivano esclusivamente dalla somma dei dati di bilancio e/o progetti di bilancio della Società e delle società oggetto delle Acquisizioni al fine di rappresentare le principali grandezze economiche, finanziarie e patrimoniali del Nuovo Gruppo Snam Rete Gas per tutti i periodi rappresentati nel Prospetto Informativo. Conseguentemente, i dati aggregati del patrimonio netto del Nuovo Gruppo Snam Rete Gas, non riflettono gli effetti delle Acquisizioni e del consolidamento di Italgas e Stogit da parte di Snam Rete Gas, che invece sono riflessi nei dati pro-forma, come di seguito descritto nel corpo del Prospetto Informativo.
Per ulteriori informazioni si rinvia alla Sezione Prima, Capitolo 20, Paragrafo 20.2.
1.6 Rischi legati al mancato raggiungimento degli obiettivi di sviluppo previsti
La concreta possibilità per l’Emittente di realizzare i progetti di sviluppo della propria rete di trasporto di gas naturale è soggetta a numerose incognite legate a fattori operativi, economici, normativi e autorizzativi indipendenti dalla volontà del Gruppo Snam Rete Gas.
Il Gruppo Snam Rete Gas non è, quindi, in grado di garantire che i progetti di estensione e potenziamento previsti vengano concretamente intrapresi e/o completati nei tempi previsti (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 12, Paragrafo 12.2).
FATTORI DI RISCHIO
Per finanziare gli investimenti previsti, il Gruppo Snam Rete Gas potrebbe necessitare di ulteriori risorse finanziarie. Qualora il Gruppo Snam Rete Gas non fosse in futuro in grado di raccogliere le risorse necessarie, potrebbe essere costretta a ridurre, posticipare o abbandonare i propri piani di sviluppo (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 12, Paragrafo 12.2). Inoltre, i progetti di sviluppo potrebbero richiedere investimenti più elevati rispetto a quelli inizialmente stimati.
Il verificarsi di tale circostanza, quindi, potrebbe avere effetti negativi sull’attività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo Snam Rete Gas.
Per ulteriori informazioni si rinvia alla Sezione Prima, Capitolo 12, Paragrafo 12.2.
1.7 Rischi connessi a dati e stime previsionali, alla mancata implementazione del Piano Strategico 2009-2012 e alle dichiarazioni di preminenza contenute nel Prospetto Informativo
Il presente Prospetto Informativo contiene previsioni sull’evoluzione futura del Gruppo Snam Rete Gas e del mercato in cui lo stesso opera. Tali dati, costruiti sulla base di alcuni presupposti di scenario esterno e di assunzioni sugli effetti di azioni specifiche governabili in tutto o in parte, si basano sull’esperienza e conoscenza del management e sui dati storici disponibili relativamente al settore in cui il Gruppo Snam Rete Gas opera.
Tali informazioni e tendenze, riportate nella descrizione delle caratteristiche dei programmi futuri e delle strategie, nonché delle tendenze previste (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 12), sono basate su ipotesi concernenti eventi futuri soggetti a incertezze e la cui mancata verificazione potrebbe comportare scostamenti anche significativi rispetto alle informazioni e tendenze formulate.
In data 12 febbraio 2009, in particolare, il Consiglio di Amministrazione di Snam Rete Gas ha approvato il Piano Strategico 2009-2012 (piano strategico del solo Gruppo Snam Rete Gas) che contiene le linee guida strategiche e gli obiettivi di crescita del Gruppo Snam Rete Gas per il prossimo quadriennio e alcune delle informazioni e tendenze descritte nel presente Prospetto Informativo. Il Piano Strategico 2009-2012 è basato su assunzioni di carattere generale di scenario esterno tra i quali si segnalano l’evoluzione della domanda di gas naturale sul mercato italiano nel medio-lungo termine e l’evoluzione del quadro regolatorio (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 12, Paragrafo 12.2).
Stante i profili di soggettività delle assunzioni del Piano Strategico 2009-2012, qualora una o più delle assunzioni ad esso sottese non si verifichi o si verifichi solo in parte, in relazione ad eventi, ad oggi non prevedibili né quantificabili, riguardanti lo scenario esterno o l’attività del Gruppo Snam Rete Gas, le informazioni e le tendenze indicate nel Prospetto Informativo potrebbero differire da quelle che si realizzeranno effettivamente.
Il Prospetto Informativo contiene inoltre alcune dichiarazioni di preminenza riguardo l’attività di Snam Rete Gas e del Gruppo Snam Rete Gas. Non è possibile garantire che tali dichiarazioni possano trovare conferma anche in futuro.
Per ulteriori informazioni si rinvia alla Sezione Prima, Capitolo 12.
FATTORI DI RISCHIO
1.8 Rischi derivanti da eventuali malfunzionamenti degli impianti
La gestione di sistemi complessi quali la Rete di Trasporto ed il terminale di rigassificazione del GNL di Panigaglia implicano una serie di rischi di malfunzionamento e di imprevista interruzione di servizio non dipendenti dalla volontà di Snam Rete Gas e GNL Italia, quali quelli determinati da incidenti, guasti o malfunzionamenti di apparecchiature o sistemi di controllo, minor resa di impianti ed eventi straordinari quali esplosioni, incendi, frane o altri eventi simili che sfuggono al controllo di Snam Rete Gas e GNL Italia. Tali eventi potrebbero inoltre essere causa di danni a persone eventualmente coinvolte, ovvero di danni rilevanti a cose o all’ambiente. Le eventuali interruzioni di servizio e gli obblighi di risarcimento causati da tali eventi potrebbero determinare riduzioni dei ricavi e/o incrementi dei costi.
Benché Snam Rete Gas e GNL Italia abbiano stipulato specifici contratti di assicurazione a copertura di alcuni tra tali rischi, le relative coperture assicurative potrebbero risultare insufficienti per far fronte a tutte le perdite subite, gli obblighi di risarcimento o gli incrementi di spesa.
Il verificarsi degli eventi sopra descritti, pertanto, potrebbe avere effetti negativi sull’attività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo Snam Rete Gas.
Per ulteriori informazioni si rinvia alla Sezione Prima, Capitolo 6, Paragrafo 6.2.1.
1.9 Rischi di mercato: tassi di interesse e prezzo del gas combustibile
I finanziamenti a tasso variabile ottenuti da Snam Rete Gas alla data del 31 dicembre 2008 prevedono tassi di interesse indicizzati su tassi di riferimento quali lo Europe Interbank Offered Rate, “Euribor” (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 6, Paragrafo 6.12.2).
Variazioni significative nei tassi di interesse potrebbero, pertanto, incidere in modo significativo sul costo di tali finanziamenti a tasso variabile ottenuti da Snam Rete Gas che alla data del 31 dicembre 2008 erano pari a circa Euro 2.524 milioni, corrispondente a circa il 40% del totale dell’indebitamento di Snam Rete Gas.
Snam Rete Gas inoltre utilizza gas combustibile per il funzionamento delle centrali di spinta.
Snam Rete Gas è quindi esposta a possibili fluttuazioni del prezzo del gas combustibile, a sua volta connesso all’andamento delle quotazioni internazionali del greggio e degli olii combustibili. Inoltre, il prezzo del gas combustibile, ancorché denominato in Euro, riflette quotazioni espresse in dollari statunitensi.
Il verificarsi degli eventi sopra descritti, pertanto, potrebbe avere effetti negativi sull’attività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo Snam Rete Gas.
Per ulteriori informazioni si rinvia alla Sezione Prima, Capitolo 6, Paragrafo 6.12.2.
1.10 Rischi derivanti dai procedimenti giudiziali in essere
Alla Data del Prospetto Informativo, risultano ancora in corso le indagini della Procura della Repubblica di Milano in relazione ad un procedimento penale che vede coinvolta la Società ed alcuni suoi esponenti. La fattispecie delittuosa oggetto di tale procedimento penale è riconducibile alle
FATTORI DI RISCHIO
norme di cui agli (i) art. 472 Codice Penale (uso o detenzione di misure o pesi con falsa impronta), (ii) art. 640, comma 1 e comma 2, Codice Penale (truffa in danno dello Stato), (iii) art. 2638 Codice Civile (ostacolo all’esercizio delle funzioni delle autorità pubbliche di vigilanza), e (iv) art. 40 D. Lgs. 504/95 (sottrazione all’accertamento o al pagamento dell’accisa sugli oli minerali) (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 20, Paragrafo 20.8.1).
L’Emittente, tenuto conto dell’attuale stato del procedimento in essere, non ritiene possibile escludere che l’eventuale esito dello stesso possa comportare un impatto sulla Società che, tuttavia, anche in considerazione del parere del legale esperto incaricato, non risulta determinabile nella sua entità.
In generale anche con riferimento ai contenziosi, nella costituzione del fondo rischi ed oneri, Snam Rete Gas ha tenuto in considerazione i potenziali rischi connessi ad ogni singola controversia ed i principi contabili di riferimento.
Sebbene Snam Rete Gas abbia provveduto alla determinazione del fondo rischi ed oneri applicando i principi contabili in materia, non si può escludere che detto fondo, in caso di esito negativo delle cause pendenti, possa non essere sufficiente a far fronte interamente agli oneri ed alle passività dagli stessi derivanti.
Conseguentemente non può escludersi che l’eventuale esito negativo di alcune di tali cause possa avere effetti negativi sull’attività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo Snam Rete Gas.
Per ulteriori informazioni si rinvia alla Sezione Prima, Capitolo 20, Paragrafo 20.8.
1.11 Rischi derivanti dal numero ristretto di clienti
Snam Rete Gas presta i propri servizi di trasporto ad un numero limitato di Shipper. I volumi di gas naturale immessi nella Rete Nazionale dai primi due clienti (rispettivamente Eni e Enel Trade S.p.A.) nel corso del 2008, rappresentano circa il 72% dei volumi complessivi immessi (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 6, Paragrafo 6.2.3).
Il mancato o ritardato pagamento dei corrispettivi dovuti per i servizi di trasporto del gas da uno o più degli Shipper, potrebbe avere effetti negativi sull’attività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo Snam Rete Gas.
Per ulteriori informazioni si rinvia alla Sezione Prima, Capitolo 6, Paragrafo 6.2.3.
2. FATTORI DI RISCHIO RELATIVI AL SETTORE IN CUI L’EMITTENTE OPERA
2.1 Rischi legati alla regolamentazione del settore di attività in cui opera Snam Rete Gas
Snam Rete Gas opera in un contesto regolamentato. La normativa comunitaria e nazionale in materia e le decisioni dell’AEEG possono avere un impatto significativo sull’operatività, i risultati economici e l’equilibrio finanziario della Società. Il quadro normativo di riferimento è costituito principalmente dal Decreto Letta, che ha recepito nel nostro ordinamento la Direttiva 98/30 CE del 22 giugno 1998, dalla Delibera dell’AEEG n. 166/05 del 30 luglio 2005, che ha definito i criteri per la determinazione delle tariffe di trasporto del gas per il secondo periodo di regolazione (1 ottobre 2005-30 settembre 2009) e dalla Delibera dell’AEEG n. 137/02, come successivamente integrata e modificata, che ha
FATTORI DI RISCHIO
definito le regole per il libero accesso al servizio di trasporto e per la predisposizione da parte delle imprese di trasporto dei propri Codici di Rete (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 6, Paragrafo 6.6).
Futuri cambiamenti nelle politiche normative adottate dall’Unione Europea o a livello nazionale o a livello regolamentare da parte dell’AEEG potrebbero avere ripercussioni impreviste sul quadro normativo di riferimento e, di conseguenza, potrebbero avere effetti negativi sull’attività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo Snam Rete Gas.
Per ulteriori informazioni si rinvia alla Sezione Prima, Capitolo 6, Paragrafo 6.6.
2.2 Rischi derivanti dall’approvazione del nuovo sistema tariffario
Con la Delibera ARG/gas 50/08, l’AEEG ha avviato il procedimento per la formazione di provvedimenti in materia di tariffe per l’attività di trasporto relative al terzo periodo di regolazione.
In questo ambito, in data 3 aprile 2009 l’AEEG ha pubblicato il documento di consultazione relativo alla regolazione delle tariffe per l’attività di trasporto e dispacciamento per il terzo periodo di regolazione (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 6, Paragrafo 6.6.5).
L’AEEG, che dispone di ampia discrezionalità nella determinazione di diversi aspetti del sistema tariffario, potrebbe determinare per il terzo periodo di regolazione (che ha inizio il 1 ottobre 2009) un meccanismo tariffario peggiorativo rispetto a quello attualmente in vigore come ad esempio fissando tassi di remunerazione della RAB o dei nuovi investimenti inferiori a quelli del secondo periodo di regolazione, ovvero stabilendo formule e/o parametri per l’aggiornamento annuale dei ricavi diverse da quelle attuali.
Il nuovo sistema tariffario, pertanto, potrebbe avere effetti negativi sull’attività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo Snam Rete Gas.
Per ulteriori informazioni si rinvia all’Allegato 1.
2.3 Rischi derivanti dai livelli di efficienza impliciti nel sistema tariffario
In base al sistema tariffario in vigore, i ricavi di Snam Rete Gas sono in parte aggiornati annualmente in base a meccanismi che riflettono obiettivi di efficienza prefissati dall’AEEG (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 6, Paragrafo 6.5).
Ove Snam Rete Gas non riuscisse a conseguire livelli di efficienza e di contenimento dei costi in linea o superiori rispetto agli obiettivi di efficienza sottesi al meccanismo tariffario fissato dall’AEEG, tale circostanza potrebbe avere effetti negativi sull’attività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo Snam Rete Gas.
Per ulteriori informazioni si rinvia all’Allegato 1.
2.4 Rischi derivanti dal futuro andamento dei consumi di gas naturale
In base al sistema tariffario attualmente in essere, i ricavi di Snam Rete Gas sono in parte aggiornati annualmente in funzione di criteri prefissati dall’AEEG, che riflettono un tasso implicito di crescita annuale dei volumi di gas naturale immessi nella Rete di Trasporto.
FATTORI DI RISCHIO
I volumi di gas naturale immessi nella rete di trasporto in Italia dipendono, tuttavia, da fattori che esulano dal controllo di Snam Rete Gas, quali ad esempio il prezzo del gas naturale rispetto a quello di altri combustibili, lo sviluppo del settore elettrico, la crescita economica, le evoluzioni climatiche, le leggi ambientali, la continua disponibilità di gas naturale importato da paesi esteri e la disponibilità di sufficiente capacità di trasporto sui gasdotti di importazione.
Qualora l’andamento dei volumi di gas naturale immessi nella Rete di Trasporto in Italia fosse inferiore alla crescita implicita nei criteri fissati, tale circostanza potrebbe avere effetti negativi sull’attività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo Snam Rete Gas.
Per ulteriori informazioni si rinvia alla Sezione Prima, Allegato 1.
2.5 Rischi legati alla tutela dell’ambiente
L’attività del Gruppo Snam Rete Gas è soggetta alla normativa italiana e dell’Unione Europea in materia di tutela dell’ambiente (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 8, Paragrafo 8.2).
Benché Snam Rete Gas svolga la propria attività nel rispetto di leggi e regolamenti in materia di ambiente e sicurezza, il rischio di incorrere in oneri imprevisti e obblighi di risarcimento, ivi comprese le richieste di risarcimento dei danni a cose e persone, in tema di ambiente e sicurezza é connaturato alla gestione di gasdotti e di impianti di rigassificazione.
Pertanto non é possibile escludere a priori che il Gruppo Snam Rete Gas non sia in futuro tenuto a far fronte a oneri od obblighi di risarcimento del tipo sopra ipotizzato. Inoltre, le attuali coperture assicurative potrebbero non essere sufficienti a far fronte a tutte le richieste di risarcimento danni.
Infine, non é possibile escludere il verificarsi di altri eventi, quali l’emanazione, a livello nazionale o europeo, di nuovi più stringenti provvedimenti normativi che abbiano l’effetto di aumentare oneri o livelli di responsabilità del Gruppo Snam Rete Gas sotto il profilo della sicurezza o dell’ambiente.
Snam Rete Gas non é in grado di prevedere la natura e la possibile ricaduta di tali futuri eventi o provvedimenti normativi sui propri risultati, né è possibile fornire garanzia alcuna circa la possibilità di recuperare, in base al sistema tariffario, eventuali maggiori costi sostenuti per ambiente o sicurezza.
Il verificarsi degli eventi sopra descritti, pertanto, potrebbe avere effetti negativi sull’attività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo Snam Rete Gas.
Per ulteriori informazioni si rinvia alla Sezione Prima, Capitolo 6, Paragrafo 6.6.
2.6 Rischi legati alla possibile concorrenza derivante dalla costruzione di nuove linee di gasdotti o nuovi terminali di rigassificazione
Snam Rete Gas svolge attività di trasporto del gas in Italia in posizione di preminenza (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 6, Paragrafo 6.8).
Un aumento della concorrenza potrebbe peraltro derivare in futuro dalla costruzione da parte di altri operatori di nuove linee di gasdotti, con particolare riferimento a direttrici di importazione diverse dalle esistenti, e di nuovi allacciamenti e nuovi terminali di rigassificazione.
FATTORI DI RISCHIO
Il verificarsi degli eventi sopra descritti, pertanto, potrebbe avere effetti negativi sull’attività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo Snam Rete Gas.
Per ulteriori informazioni si rinvia alla Sezione Prima, Capitolo 6, Paragrafo 6.11.
2.7 Rischi connessi a particolari situazioni socio-politiche dei paesi produttori e dei paesi di transito del gas naturale
Una parte consistente del gas naturale trasportato mediante la Rete di Trasporto di Snam Rete Gas proviene o è previsto che provenga o che attraversi paesi che presentano rischi derivanti da particolari situazioni socio-politiche. Le importazioni e il transito di gas naturale da tali paesi potrebbero pertanto essere soggette a rischi tra i quali aumento di tasse e accise applicabili, fissazione di limiti alla produzione e all’esportazione o al trasporto, rinegoziazione forzata di contratti, nazionalizzazione o rinazionalizzazione di beni, mutamenti dei sistemi di governo e delle politiche nazionali, modifica delle politiche commerciali, restrizioni monetarie, perdite o danneggiamenti dovute ad azioni di gruppi rivoltosi.
Qualora gli Shipper si trovassero nell’impossibilità di accedere alle disponibilità di gas naturale dei suddetti paesi a causa delle situazioni di cui sopra o similari fossero altrimenti danneggiati da tali situazioni, ne potrebbe derivare l’impossibilità per gli stessi di rispettare i propri obblighi contrattuali nei confronti di Snam Rete Gas o comunque una diminuzione nei volumi di gas trasportato.
Il verificarsi degli eventi sopra descritti, pertanto, potrebbe avere effetti negativi sull’attività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo Snam Rete Gas.
Per ulteriori informazioni si rinvia alla Sezione Prima, Capitolo 6, Paragrafo 6.12.
3. FATTORI DI RISCHIO RELATIVI ALLE AZIONI OGGETTO DI OFFERTA
3.1 Rischi relativi alla liquidabilità e volatilità delle Azioni
Le Azioni presentano gli elementi di rischio propri di un investimento in azioni quotate della medesima natura. I possessori di Azioni hanno la possibilità di liquidare il proprio investimento mediante la vendita sul MTA. Tuttavia, tali titoli potrebbero presentare problemi di liquidità, a prescindere da Snam Rete Gas o dall’ammontare delle Azioni, in quanto le richieste di vendita potrebbero non trovare adeguate e tempestive contropartite. Infine, il prezzo di mercato delle Azioni potrebbe fluttuare notevolmente in relazione a una serie di fattori, alcuni dei quali esulano dal controllo di Snam Rete Gas; in alcune circostanze, pertanto, il prezzo di mercato potrebbe non riflettere i reali risultati operativi del Gruppo Snam Rete Gas.
3.2 Rischi connessi all’andamento del mercato dei Diritti di Opzione
I diritti di opzione sulle Azioni potranno essere negoziati solo sul MTA, dal 27 aprile 2009 all’8 maggio 2009 compreso. Tuttavia, tali diritti potrebbero presentare problemi di liquidità, a prescindere da Snam Rete Gas o dall’ammontare degli stessi diritti, in quanto le richieste di vendita potrebbero non trovare adeguate e tempestive contropartite.
Il prezzo di negoziazione dei Diritti di Opzione potrebbe essere soggetto a significative oscillazioni, in funzione, tra l’altro, dell’andamento di mercato delle Azioni.
FATTORI DI RISCHIO
3.3 Effetti diluitivi
Trattandosi di un aumento di capitale in opzione, non vi sono effetti diluitivi in termini di quote di partecipazione al capitale sociale nei confronti degli azionisti di Snam Rete Gas che vi aderiranno, sottoscrivendo la quota di propria competenza. Nel caso di mancato esercizio dei Diritti di Opzione originariamente spettanti e di integrale sottoscrizione dell’Aumento di Capitale, gli azionisti subirebbero una diluizione massima della propria partecipazione, in termini percentuali sul capitale sociale, pari al 45,2%.
Per ulteriori informazioni si rinvia alla Sezione Seconda, Capitolo 9.
3.4 Impegni alla sottoscrizione
L’Offerta sarà assistita da una garanzia prestata da un consorzio coordinato e diretto da Mediobanca, Xxxxxx Xxxxxxx e UBS in qualità di Joint Global Coordinators e Joint Bookrunners al quale parteciperanno anche BNP PARIBAS, Credit Suisse, Xxxxxxx Xxxxx International e UniCredit Group (HVB), in qualità di Co-Bookrunners.
Il contratto di garanzia sarà governato dalla legge italiana e conterrà, tra l’altro, le usuali dichiarazioni e garanzie, impegni, condizioni, clausole di indennizzo, clausole di recesso tra cui, inter alia, le clausole c.d. di “material adverse change” e “force majeure” in linea con la migliore prassi internazionale.
Xxx, al ricorrere di uno degli eventi previsti nel contratto di garanzia che sarà sottoscritto entro il giorno antecedente l’avvio dell’Offerta, i Joint Global Coordinators e Joint Bookrunners esercitassero la loro facoltà di recedere dagli impegni di garanzia e, contestualmente, l’Aumento di Capitale non fosse integralmente sottoscritto (e, quindi, quest’ultimo risultasse eseguito solo per la parte eventualmente sottoscritta), Snam Rete Gas non sarebbe in grado di reperire interamente le risorse attese. Il verificarsi di tali circostanze potrebbe avere effetti negativi sull’attività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo Snam Rete Gas.
Per ulteriori informazioni si rinvia alla Sezione Seconda, Capitolo 5, Paragrafo 5.4.3.
3.5 Esclusione dei mercati nei quali non sia consentita l’Offerta
L’Offerta è riservata esclusivamente al territorio della Repubblica Italiana. Il presente Prospetto Informativo costituisce un’offerta di strumenti finanziari unicamente in Italia.
Il presente Prospetto Informativo non costituisce offerta di strumenti finanziari negli Stati Uniti d’America, Giappone e Australia o in qualsiasi altro paese nel quale tale offerta non sia consentita in assenza di autorizzazioni da parte delle competenti Autorità (congiuntamente con Stati Uniti d’America, Giappone ed Australia, i “Paesi Esclusi”).
L’Offerta non è promossa e non sarà promossa nei Paesi Esclusi, né ai soggetti ivi residenti.
Nessuno strumento finanziario può essere offerto o negoziato nei Paesi Esclusi in assenza di specifica registrazione o esenzione dalla registrazione in conformità alle disposizioni di legge ivi applicabili.
FATTORI DI RISCHIO
Le Azioni ed i relativi Diritti di Opzione non sono stati registrati né saranno registrati ai sensi dello United States Securities Act of 1933, come modificato, né ai sensi delle corrispondenti normative degli altri Paesi Esclusi e non potranno conseguentemente essere offerti, venduti o consegnati, direttamente o indirettamente, nei Paesi Esclusi.
Ogni adesione all’Offerta posta in essere direttamente o indirettamente in violazione delle restrizioni di cui sopra sarà considerata non valida.
Pertanto, gli azionisti di Snam Rete Gas non residenti in Italia prima di intraprendere qualsiasi iniziativa in relazione all’Offerta dovrebbero avvalersi di specifici pareri legali in materia.
Per maggiori informazioni si rinvia alla Sezione Seconda, Capitolo 5, Paragrafo 5.2.1.
5. INFORMAZIONI SULLA SOCIETÀ
5.1 Storia ed evoluzione della Società
5.1.1 Denominazione sociale della Società
La Società è denominata “Snam Rete Gas S.p.A.”.
5.1.2 Luogo di registrazione della Società e suo numero di registrazione
L’Emittente è iscritta presso il Registro delle Imprese di Milano al numero 13271390158.
5.1.3 Data di costituzione e durata della Società
L’Emittente è una società per azioni costituita in data 15 novembre 2000 e con durata fino al 31 dicembre 2100.
5.1.4 Domicilio e forma giuridica della Società, legislazione in base alla quale opera, paese di costituzione, indirizzo e numero di telefono della sede sociale
L’Emittente è una società per azioni costituita in Milano, regolata ed operante in base al diritto italiano. L’Emittente ha sede sociale in Xxx Xxxxxx Xxxxxxxx - Xxxxxx, Xxxxxx Xxxxx Xxxxxxx, 0 e tel. x00 00 0000.
5.1.5 Fatti importanti nell’evoluzione dell’attività della Società
(a) La Snam e lo sviluppo dell’industria del gas in Italia
Snam Rete Gas, società appartenente al Gruppo Eni, è stata costituita in data 15 novembre 2000, con la denominazione originaria di Rete Gas Italia S.p.A., per ricevere in conferimento (per detenere e gestire) tutte le attività a tale data svolte da Snam S.p.A. relative al trasporto e dispacciamento di gas naturale e di rigassificazione di GNL. Con Delibera dell’Assemblea Straordinaria, in data 10 ottobre 2001, la Società ha assunto l’attuale denominazione di “Snam Rete Gas S.p.A.”.
Le attività di trasporto e dispacciamento del gas naturale e di rigassificazione del GNL vennero conferite da Snam S.p.A. a Snam Rete Gas in data 1 luglio 2001; successivamente, le sole attività di rigassificazione di GNL vennero conferite da Snam Rete Gas a GNL Italia in data 1 novembre 2001, società costituita il 27 luglio 2001 e partecipata al 100% dall’Emittente.
Antecedentemente al conferimento Snam S.p.A. operava in modo integrato nelle attività di approvvigionamento, trasporto e vendita di gas naturale.
Il trasferimento a Snam Rete Gas delle attività di trasporto e dispacciamento del gas naturale e di rigassificazione del GNL di Snam si è reso necessario a seguito dell’entrata in vigore del Decreto Letta, emanato in attuazione della Direttiva Gas a norma del quale, a partire dal 1 gennaio 2002, le attività di trasporto e dispacciamento di gas naturale (incluse le attività di rigassificazione di GNL) debbono essere oggetto di separazione societaria da tutte le altre attività del settore gas, ad eccezione dell’attività di stoccaggio, che è comunque oggetto di separazione contabile e gestionale dall’attività di trasporto e dispacciamento e di separazione
societaria da tutte le altre attività del settore del gas (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 16, Paragrafo 16.5).
Nel dicembre del 2001 le azioni di Snam Rete Gas vengono quotate nell’MTA gestito da Borsa Italiana. Nel marzo del 2002 l’azione Snam Rete Gas è inclusa nell’indice MIB30 e dal settembre dello stesso anno viene inserita nell’indice globale “FTSE4Good”1. Alla Data del Prospetto Informativo il titolo Snam Rete Gas è presente anche nell’indice FTSE/MIB e nei primari indici internazionali, quali Dow Xxxxx Euro Stoxx, S&P Euro, MSCI Euro.
Il Gruppo Snam Rete Gas presenta nel 2008 ricavi totali consolidati per Euro 1.910 milioni, un utile netto consolidato di Euro 530 milioni e investimenti pari a Euro 1.044 milioni.
Eni, società leader in Italia nel settore del petrolio e del gas, anche attraverso Snam S.p.A. ha storicamente svolto un ruolo fondamentale sia nell’importazione di gas naturale, sia nella realizzazione della Rete di Trasporto oltre che nello sviluppo del mercato del gas.
Lo sviluppo del settore del gas in Italia ha origine con la scoperta dei giacimenti di gas naturale nella Pianura Padana, avvenuta prima della Seconda Guerra Mondiale. Dopo la Seconda Guerra Mondiale, Snam S.p.A. costruisce un sistema di gasdotti volto principalmente a rifornire di gas naturale le grandi industrie del Nord del Paese.
Nel 1960 la rete di gasdotti italiana si estende per 4.640 chilometri di condotte e il gas venduto raggiunge i 6,4 miliardi di metri cubi l’anno. Nel corso degli anni Sessanta, inizia la metanizzazione delle principali città italiane e l’importazione di GNL dalla Libia.
La crisi energetica degli anni Settanta induce il Governo italiano all’adozione di una politica energetica che, allo scopo di favorire lo sviluppo dell’industria del settore del gas e ridurre contestualmente il grado di dipendenza da prodotti petroliferi, è volto a contribuire allo sviluppo di una Rete di Trasporto e alla crescita su scala nazionale degli usi del gas nel settore residenziale e commerciale.
Nella metà degli anni Settanta le importazioni di gas da paesi stranieri crescono notevolmente attraverso l’immissione di crescenti volumi di gas xxx xxxxxxxx xxxxx Xxxxxx x xxx Xxxxx Xxxxx. Alla fine degli anni Settanta, la Rete di Trasporto si estende per 15.000 chilometri di condotte e le vendite annue ammontano a 27 miliardi di metri cubi. Il 50% del gas naturale viene venduto alle aziende industriali, mentre la percentuale di gas naturale distribuita al settore residenziale e commerciale passa dal 20% all’inizio degli anni Settanta al 34% alla fine dello stesso decennio. Aumenta inoltre il peso del gas naturale nell’ambito delle fonti di energia primaria in Italia, passando dal 9% all’inizio degli anni Settanta fino al 16% alla fine del decennio, con la restante parte del fabbisogno energetico soddisfatta principalmente dai prodotti petroliferi.
1 FTSE4Good è una serie di indici utili agli investitori socialmente responsabili che valuta la performance finanziaria delle società che rispettano le norme globalmente riconosciute per quanto riguarda il comportamento delle aziende (Fonte: sito Internet ufficiale Snam Rete Gas).
Negli anni Ottanta prosegue lo sviluppo del settore sia a livello di infrastrutture che di quantitativi importati e consumati. Nel 1982 vengono avviate nuove importazioni di gas dall’Algeria. A metà degli anni Ottanta, la Rete di Trasporto supera i 19.000 chilometri di condotte, mentre le vendite annue superano i 33 miliardi di metri cubi.
All’inizio degli anni Novanta, la Rete di Trasporto raggiunge i 23.000 chilometri di condotte e le vendite annue passano a 47 miliardi di metri cubi. Nel 1990 il gas raggiunge il 25% del consumo energetico in Italia sostenuto dallo sviluppo dell’industria termoelettrica. Una ulteriore espansione della Rete di Trasporto si verifica grazie al raddoppiamento della capacità dei gasdotti di importazione dall’Algeria e dalla Russia, che ha luogo rispettivamente nel 1994 e nel 1995.
Nell’anno 2000 la Rete di Trasporto supera i 30.000 chilometri, di cui oltre il 95% di proprietà dell’allora Snam S.p.A.. Nello stesso anno i consumi di gas naturale in Italia superano i 70 miliardi di metri cubi, anche a seguito del forte sviluppo nel settore della produzione termoelettrica; nel medesimo periodo il ruolo del gas naturale cresce fino a quasi il 32% del consumo energetico nazionale.
Prosegue, quindi, il potenziamento della Rete di Trasporto finalizzata a consentire sia ulteriori sviluppi delle importazioni di gas dalla Russia e dall’Algeria, sia nuove importazioni di gas dal Nord Europa e dalla Libia.
Al 31 dicembre 2008 la Rete di Trasporto di gas in Italia supera i 33.000 chilometri, di cui
31.474 chilometri di proprietà di Snam Rete Gas ed è costituita da gasdotti di ampio diametro, ad alta e media pressione, per il trasporto di gas naturale dai terminali di importazione, dai campi di stoccaggio e dai campi di coltivazione, a clienti finali, quali grossi gruppi industriali e centrali termoelettriche ed alle società di distribuzione locale.
Nel 2008 i consumi di gas in Italia sfiorano 85 miliardi di metri cubi, di cui quasi 34 miliardi (40%) nel settore della produzione termoelettrica, circa 30 miliardi (35%) nel settore residenziale e terziario, oltre 19 miliardi (23%) nel settore degli usi industriali e circa 2 miliardi (2%) in altri settori di utilizzo. In base alle prime stime disponibili, il gas nel 2008 ha raggiunto il 36% del consumo energetico nazionale.
(b) Eventi Recenti
Ampliamento dell’impianto di rigassificazione del GNL di Panigaglia
Nel corso del 2008 GNL Italia ha proseguito le attività avviate nel 2007 relative al processo autorizzativo per l’ampliamento dell’impianto di rigassificazione del GNL di Panigaglia volto principalmente ad incrementare la capacità di rigassificazione da circa 3,5 a circa 8 miliardi di Sm3/anno.
Il progetto prevede: (i) la ricezione di navi metaniere di maggior capacità di trasporto rispetto a quella attuale; (ii) ammodernamento e sostituzione di gran parte delle apparecchiature e dei sistemi di impianto; (iii) ammodernamento e sostituzione dell’attuale parco serbatoi; (iv) opere di adeguamento e ammodernamento del pontile; e (v) la
realizzazione di una nuova centrale di cogenerazione da 32 MW per autoproduzione di energia elettrica.
L’iter autorizzativo per l’ammodernamento e l’adeguamento dell’impianto di Panigaglia è stato avviato nel giugno 2007, allorquando GNL Italia ha presentato la relativa istanza alle Autorità competenti per l’ottenimento dell’autorizzazione prevista ai sensi dell’articolo 8 della Legge 340/2000 e della Valutazione di Impatto Ambientale (VIA) prevista dalla Legge 349/1986.
In relazione a tale iter autorizzativo:
• in data 30 luglio 2007, la Sopraintendenza dei Beni Archeologici della Regione Liguria ha espresso parere positivo in merito alla realizzazione del progetto;
• in data 5 ottobre 2007, la Giunta Regionale della Liguria, sulla base del parere espresso dal Comune di Porto Venere, dalla Provincia di La Spezia e dall’Autorità Portuale di La Spezia, ha espresso parere “interlocutorio negativo” in merito al progetto per ragioni tecniche e di compatibilità rispetto agli strumenti urbanistici e di pianificazione territoriale, con richiesta di integrazione allo studio di impatto ambientale del progetto presentato dalla società nel giugno 2007 e richiesta di individuazione di interventi compensativi da effettuare al fine di migliorare l’accettabilità sociale del progetto; GNL Italia ha, pertanto, avviato un dialogo con le istituzioni locali al fine di individuare e programmare tali interventi compensativi;
• nel luglio 2008, GNL Italia ha risposto agli organi competenti in merito alla suddetta richiesta da parte della Regione Liguria, richiesta formulata anche da parte della Commissione per la Valutazione di Impatto Ambientale (VIA) nel maggio 2008, di integrazione allo studio di impatto ambientale del progetto presentato dalla società nel giugno 2007. Nell’ottobre 2008, GNL Italia ha ricevuto ulteriori richieste integrative da parte della nuova Commissione VIA a cui è stata fornita risposta in data 18 dicembre 2008;
• in data 18 febbraio 2008, il Ministero dello Sviluppo Economico, secondo la procedura prevista dalla Legge 340/2000, ha avviato una Conferenza dei Servizi volta a valutare ed eventualmente ad autorizzare l’ampliamento dello stabilimento di Panigaglia. Detta Conferenza dei Servizi vede coinvolti gli enti interessati, tra i quali si segnalano il Comune di Porto Venere, la Provincia di La Spezia, la Regione Liguria, il Ministero degli Interni, il Ministero dell’Ambiente, il Ministero dei Beni Culturali e l’Ente Porto di La Spezia. In data 22 dicembre 2008, il Ministero dello Sviluppo Economico ha convocato la prima riunione della Conferenza dei Servizi che si è tenuta in data 27 gennaio 2009. Nel corso di tale riunione, gli enti presenti hanno espresso un primo parere. In attesa della conclusione della procedura di Valutazione di Impatto Ambientale (VIA) la riunione è stata aggiornata e riconvocata a data da destinarsi.
Nel dicembre 2008 GNL Italia ha presentato istanza di dragaggio presso l’Autorità Portuale di La Spezia, dando avvio all’iter autorizzativo per quanto concerne l’approfondimento dei fondali prospicienti lo stabilimento, previsto nell’ambito del progetto.
È iniziata la progettazione preliminare degli interventi di riqualificazione paesaggistica del futuro assetto dell’impianto, attraverso uno specifico contratto con la Facoltà di Architettura del Paesaggio dell’Università di Genova.
Qualora l’iter amministrativo sopra descritto dovesse concludersi positivamente, l’esecuzione delle prospettate opere di ammodernamento e adeguamento dureranno circa tre anni durante i quali l’impianto non sarà operativo e GNL Italia non produrrà i ricavi rivenienti dalla propria attività.
Progetto Galsi
Xxxxx e Snam Rete Gas hanno firmato il 30 settembre 2008 un accordo che disciplina le condizioni per la realizzazione della sezione italiana del nuovo gasdotto di importazione dall’Algeria all’Italia, via Sardegna. In caso di perfezionamento di tale accordo, Xxxxx sarà responsabile dello sviluppo dell’ingegneria, dell’ottenimento dei permessi e delle principali autorizzazioni necessarie, mentre Snam Rete Gas, che sarà proprietaria della sezione italiana dell’infrastruttura, si occuperà della realizzazione e della successiva gestione dell’attività di trasporto. Tenuto conto che alla Data del Prospetto Informativo Snam Rete Gas non ha alcuna visibilità circa la realizzazione del progetto, la stessa non ha gli elementi per prevedere l’impegno economico relativo agli investimenti connessi nè le fonti di finanziamento relative a tali investimenti e non ha assunto alcuna deliberazione in merito all’ammontare di tale possibile impegno economico (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 22, Paragrafo 22.1).
Acquisizione Stogit e Italgas
Il 12 febbraio 2009 Snam Rete Gas ha sottoscritto i contratti di acquisto da Eni dell’intero capitale sociale di Stogit, maggiore operatore italiano nel settore dello stoccaggio del gas naturale, e di Italgas, principale operatore nell’attività di distribuzione di gas in Italia. Il prezzo è stato determinato in Euro 1.650 milioni per Stogit ed in Euro 3.070 milioni per Italgas (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 22, Paragrafi 22.2 e 22.3).
A seguito delle Acquisizioni (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 22, Paragrafi 22.2 e 22.3) il Nuovo Gruppo Snam Rete Gas, tramite Stogit e Italgas, svolgerà anche le attività di stoccaggio e distribuzione del gas naturale, divenendo, pertanto, un unico operatore integrato a presidio delle attività regolate del settore del gas in Italia ed un operatore di assoluta rilevanza in Europa.
L’operazione sarà finanziata attraverso l’Aumento di Capitale, nonché attraverso nuovi finanziamenti a medio-lungo termine già assicurati da Eni per massimi Euro 1.300 milioni (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 22, Paragrafo 22.5).
Verifica fiscale relativa all’esercizio 2006 dell’Emittente
In data 30 marzo 2009 un nucleo operativo della Direzione Regionale della Lombardia dell’Agenzia delle Entrate, ha avviato un accesso presso la sede dell’Emittente al fine di effettuare una verifica fiscale relativamente all’esercizio 2006 riguardante le imposte sui redditi, l’IVA e l’IRAP. Alla Data del Prospetto Informativo la verifica è ancora in corso e, si
ritiene sin d’ora, di poter evidenziare che tale accesso possa rientrare nell’ambito dell’ordinaria attività di verifica dei grandi contribuenti effettuata dall’Agenzia delle Entrate; a tal riguardo si evidenzia che quella in corso è la prima verifica fiscale subita dall’Emittente dalla data della sua costituzione (2001).
5.2 Investimenti
Le informazioni contenute in questo Paragrafo riguardano esclusivamente il Gruppo Snam Rete Gas e non includono Italgas e Stogit.
5.2.1 Investimenti effettuati nel corso dell’ultimo triennio
La seguente tabella illustra in dettaglio gli investimenti tecnici effettuati dal Gruppo Snam Rete Gas nel xxxxx xxxxx xxxxxxxx xxxxxx al 31 dicembre 2008, 2007 e 2006.
(milioni di Euro) | 2006 | 2007 | 2008 |
Sviluppo | 465 | 527 | 816 |
Investimenti con incentivo del 3% | 321 | 303 | 581 |
Investimenti con incentivo del 2% | 144 | 224 | 235 |
Mantenimento e altro | 210 | 201 | 228 |
Investimenti con incentivo dell’1% | 97 | 89 | 103 |
Investimenti non incentivati | 113 | 112 | 125 |
675 | 728 | 1.044 |
Gli investimenti sono stati classificati in coerenza con la Delibera 166/05 (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 6, par. 6.6.5 lett. a) e Allegato 1) dell’AEEG relativa ai criteri per la determinazione delle tariffe per il trasporto e dispacciamento del gas naturale per il secondo periodo di regolazione e con le Delibere 178/05 e ARG/gas2 92/08 (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 6, par. 6.6.5 lett. b)) dell’AEEG relative ai criteri per la determinazione delle tariffe per il servizio di rigassificazone rispettivamente per il secondo e terzo periodo di regolazione. Tali Delibere hanno individuato differenti categorie di progetti, cui è associato un diverso livello di incentivo in termini di incremento del tasso base di remunerazione sulla RAB che varia tra l’1% ed il 3%. La suddivisione per categorie degli investimenti 2008 sarà sottoposta all’AEEG in sede di presentazione delle proposte tariffarie per l’Anno Termico 2009-2010.
Anno 2008
La spesa per investimenti del 2008 è stata pari ad Euro 1.044 milioni, con un incremento del 43,4% rispetto al 2007. L’88% degli investimenti del 2008 è previsto benefici della remunerazione incentivata.
2 A partire dal 2008, AEEG ha introdotto, a fianco della classica numerazione, una nuova modalità di nomenclatura volta ad identificare in maniera univoca i propri provvedimenti. In particolare, con l’indicazione “ARG/gas” l’AEEG qualifica le delibere emanate nel settore del gas nell’esercizio della propria attività regolatoria generale.
I principali interventi del 2008 per i quali è previsto un incentivo del 3% rispetto alla remunerazione base, hanno riguardato:
- nell’ambito delle iniziative di potenziamento delle infrastrutture di importazione dal Nord Africa (Euro 322 milioni): (i) l’acquisto materiali e la realizzazione dei metanodotti Rende – Tarsia e Tarsia – Morano, in Calabria; (ii) il completamento dei lavori relativi al metanodotto Martirano – Rende, in Calabria; (iii) il completamento dei lavori relativi al metanodotto Mazara – Menfi, in Sicilia; (iv) la realizzazione di un tratto della lunghezza di circa 42 chilometri relativo al metanodotto Xxxxxxxxxx – Messina e l’installazione di un turbocompressore della centrale di Enna, in Sicilia;
- nell’ambito dell’iniziativa di potenziamento delle infrastrutture in Valle Padana: (i) l’attività di ingegneria e l’acquisto materiali relativi al metanodotto Poggio Renatico – Cremona (Euro 101 milioni); (ii) il completamento dei lavori relativi alla centrale di Poggio Renatico, in provincia di Ferrara (Euro 26 milioni); e
- l’acquisto materiali ed i lavori di costruzione relativi al metanodotto Tarvisio – Malborghetto, in Friuli Venezia Giulia (Euro 54 milioni).
Gli investimenti del 2008 per i quali è previsto un incentivo del 2% si riferiscono a numerosi interventi, tra cui i più significativi sono:
- il potenziamento della rete gasdotti nel Sud Piemonte (Euro 43 milioni), le cui attività si riferiscono alla realizzazione dei metanodotti Mortara – Alessandria e Alessandria – Oviglio ed ai lavori di costruzione dei metanodotti Oviglio – Ponti e Cherasco – Cuneo;
- la realizzazione del metanodotto Grottole – Albano di Lucania, in Basilicata (Euro 15 milioni);
- la realizzazione del metanodotto Flaibano – Gonars, in Friuli (Euro 14 milioni); e
- le attività di ingegneria e l’acquisto materiali per il metanodotto Cremona – Sergnano, in Lombardia (Euro 13 milioni).
Gli investimenti del 2008 per i quali è previsto un incentivo dell’1% hanno riguardato numerose opere volte al mantenimento di adeguati livelli di sicurezza e qualità degli impianti. Particolare rilevanza, con una spesa nel 2008 pari ad Euro 4 milioni, ha assunto il progetto di adeguamento tecnologico relativo alla Centrale di Compressione di Xxxxxxxxx sulla Marcellana in Campania.
Gli investimenti non incentivati includono progetti di sostituzione di beni ed impianti nonché progetti relativi all’implementazione di nuovi sistemi informativi, allo sviluppo degli esistenti e all’acquisto di altri beni strumentali all’attività operativa.
Anno 2007
La spesa per investimenti del 2007 è stata pari ad Euro 728 milioni, con un incremento del 7,9% rispetto al 2006.
I principali interventi che beneficiano di un incentivo del 3% rispetto alla remunerazione base, hanno riguardato:
- nell’ambito delle iniziative di potenziamento delle infrastrutture di importazione dal Nord Africa (Euro 213 milioni): (i) l’acquisto di materiali e l’avvio delle attività realizzative per i metanodotti Mazara – Menfi e Xxxxxxxxxx – Messina e per la centrale di Enna, in Sicilia; (ii) l’acquisto dei materiali per i tratti Rende – Tarsia e Tarsia – Morano, in Calabria; (iii) la realizzazione del metanodotto Martirano – Rende, in Calabria, entrato in esercizio nel corso dell’anno; e
- le attività di realizzazione della centrale di Poggio Renatico, in provincia di Ferrara, per una spesa nel 2007 pari ad Euro 34 milioni.
Gli investimenti del 2007 che beneficiano di un incentivo del 2% si riferiscono a numerosi interventi, tra cui i più significativi sono:
- il potenziamento del metanodotto Mortara – Alessandria, la cui spesa nel 2007 (Euro 25 milioni) si riferisce principalmente alla consegna dei materiali ed ai lavori di costruzione; e
- il potenziamento del metanodotto Flaibano – Gonars, in Friuli, la cui spesa pari ad Euro 17 milioni nel 2007 ha riguardato il completamento della consegna dei materiali ed i lavori di realizzazione;
- il metanodotto Bergantino – X. Xxxxxxx di Mantova, la cui spesa pari ad Euro 12 milioni ha interessato principalmente la consegna della maggior parte dei materiali.
Gli investimenti del 2007 che beneficiano di un incentivo dell’1% hanno riguardano numerose opere volte al rifacimento di tratti di metanodotti e al mantenimento di adeguati livelli di sicurezza e qualità degli impianti. Particolare rilevanza, con una spesa nel 2007 pari ad Euro 12 milioni, ha assunto il progetto di adeguamento tecnologico relativo alle centrali di Tarsia, in Calabria, di Gallese, nel Lazio e di Malborghetto, in Friuli.
Anno 2006
La spesa per investimenti del 2006 è stata pari ad Euro 675 milioni.
I principali interventi che beneficiano di un incentivo del 3% rispetto alla remunerazione base, hanno riguardato:
- nell’ambito dell’iniziativa del potenziamento delle infrastrutture di importazione dal Nord Africa: (i) i lavori di costruzione di un tratto di 30 chilometri, entrato in esercizio nel corso dell’anno, e la consegna dei materiali dell’ultimo tratto da realizzare per il metanodotto Enna – Xxxxxxxxxx; (ii) la consegna dei materiali ed i lavori meccanici e civili del potenziamento della centrale di Messina, entrato in esercizio; (iii) la presa in carico dei turbocompressori ed il completamento dei lavori meccanici per il potenziamento della centrale di Melizzano, entrato in esercizio. La spesa complessiva del 2006 è stata pari ad Euro 103 milioni;
- nell’ambito dell’iniziativa di ulteriori potenziamenti delle infrastrutture di importazione dal Nord Africa, l’acquisto dei materiali dei metanodotti Mazara – Menfi, Xxxxxxxxxx – Messina e Martirano – Rende. La spesa complessiva del 2006 è stata pari ad Euro 80 milioni;
- nell’ambito dell’iniziativa di potenziamento delle infrastrutture di importazione di gas dalla Russia, le attività di costruzione del tratto da 56 pollici (42 chilometri) del metanodotto Camisano – Zimella e di un tratto in galleria del metanodotto Tarvisio – Malborghetto, entrambi entrati in esercizio nell’ultimo trimestre. I costi sostenuti nell’anno ammontano ad Euro 70 milioni; e
- le attività di ingegneria di dettaglio, parte dei costi di acquisizione dei turbocompressori e l’avvio dei lavori civili e meccanici per la centrale di Poggio Renatico, in provincia di Ferrara, per una spesa nell’anno pari ad Euro 29 milioni.
Gli investimenti con incentivo del 2% si riferiscono a numerosi interventi, tra cui i più significativi sono il metanodotto Cosseria – Mallare, in Liguria – la cui spesa nell’anno (Euro 15 milioni) ha riguardato la consegna di tutti i materiali e l’esecuzione dei lavori – ed il metanodotto Flaibano – Gonars (32 chilometri), in Friuli Venezia Giulia, la cui spesa (Euro 10 milioni) si riferisce principalmente alla consegna delle tubazioni.
Gli investimenti con incentivo dell’1% hanno riguardato numerose opere volte al rifacimento di tratti di metanodotti e al mantenimento di adeguati livelli di sicurezza e qualità degli impianti. Particolare rilevanza, con una spesa nell’anno pari ad Euro 8 milioni, ha assunto il progetto relativo agli interventi di trasformazione dei turbocompressori delle centrali di Tarsia e Melizzano, al fine di ottenere un significativo abbattimento delle emissioni ed un miglioramento delle prestazioni.
5.2.2 Investimenti in corso di realizzazione
Successivamente al 31 dicembre 2008, fino alla Data del Prospetto Informativo, Snam Rete Gas ha proseguito la realizzazione dei propri investimenti, in linea con l’andamento ordinario delle proprie attività.
Gli investimenti in corso di realizzazione sono finalizzati principalmente al potenziamento della capacità di trasporto del gas naturale in Italia ed al mantenimento in esercizio dell’infrastruttura esistente.
Tali investimenti sono finanziati, in linea con la politica di utilizzo delle fonti di finanziamento dell’Emittente, attraverso l’autofinanziamento generato dalle attività operative e il ricorso alle linee di credito a disposizione della Società.
5.2.3 Investimenti futuri
Nel prossimo quadriennio, il Gruppo Snam Rete Gas continuerà a perseguire l’obiettivo di sviluppare le infrastrutture del sistema di trasporto del gas naturale in Italia, a supporto della crescita della domanda di gas, anche a seguito della progressiva riduzione delle produzioni nazionali, e in considerazione della necessità di una maggiore flessibilità e sicurezza del sistema gas in Italia.
I progetti di investimento programmati consentiranno l’incremento della capacità di trasporto, con particolare riferimento ai punti di importazioni esistenti ed alla realizzazione di nuove interconnessioni con l’estero, attraverso metanodotti e terminali di rigassificazione di GNL.
L’importo complessivo di spesa per investimenti previsto nel Piano 2009-2012 è di circa Euro 4,3 miliardi (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 12, Paragrafo 12.2), di cui Euro 1 miliardo circa nel 2009. Il completamento dei progetti avviati nel quadriennio comporterà un’ulteriore spesa di circa Euro 1 miliardo l’anno per il successivo periodo 2013-2015.
I principali progetti di investimento riguardano i potenziamenti delle linee di importazione da Sud (potenziamento metanodotti, sea-line tirrenica e rete adriatica) e da Nord-Est (potenziamento Centrali di Compressione e potenziamenti di rete), nonché il potenziamento delle strutture di trasporto site in Val Padana.
Oltre il 90% della stima di spesa relativa ai suddetti progetti di investimento beneficerà, secondo i criteri attualmente in vigore stabiliti dall’AEEG, di incrementi sul tasso di remunerazione base. In particolare circa il 60% di tale stima si riferisce alle categorie di investimenti remunerate con l’incremento massimo del 3% e per periodi di durata di 10 o 15 anni (Cfr. Allegato 1).
Il 12 febbraio 2009 Snam Rete Gas ha sottoscritto i contratti di acquisto da Eni dell’intero capitale sociale di Stogit e di Italgas. Il prezzo è stato determinato in Euro 1.650 milioni per Stogit ed in Euro 3.070 milioni per Italgas (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 22, Paragrafo 22.2 e 22.3).
6. PANORAMICA DELLE ATTIVITÀ
6.1 Principali attività
6.1.1 Introduzione
Snam Rete Gas è il principale operatore italiano per il trasporto e dispacciamento di gas naturale, nonché, alla Data del Prospetto Informativo, l’unico operatore attivo nella rigassificazione del GNL, attraverso la controllata GNL Italia3.
Snam Rete Gas svolge il servizio di trasporto e dispacciamento del gas naturale rendendo disponibile, attraverso l’utilizzo e lo sviluppo della propria Rete di Trasporto, la capacità di trasporto necessaria per far fronte alla domanda di mercato e soddisfare le richieste di accesso alla propria Rete di Trasporto presentate dagli Shipper.
Alla data del 31 dicembre 2008, Snam Rete Gas dispone della quasi totalità della Rete di Trasporto in Italia, con 31.474 chilometri di gasdotti in alta e media pressione (oltre il 95% dell’intera Rete di Trasporto)4.
A seguito delle Acquisizioni (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 22, Paragrafi 22.2 e 22.3) il Nuovo Gruppo Snam Rete Gas, tramite Stogit e Italgas, svolgerà anche le attività di stoccaggio e di distribuzione del gas naturale, divenendo, pertanto, un unico operatore integrato a presidio delle attività regolate del settore del gas in Italia ed un operatore di assoluta rilevanza in Europa.
L’Emittente svolge inoltre, seppur in maniera marginale, la propria attività anche in settori non regolamentati, tra i quali si segnalano: (i) l’affitto e la manutenzione dei cavi di telecomunicazione in fibra ottica concessi in uso a terzi; e (ii) le prestazioni di progettazione, realizzazione e manutenzione di opere impiantistiche effettuate per conto terzi.
In Italia, le attività di trasporto e dispacciamento del gas naturale, di rigassificazione di GNL, di stoccaggio e di distribuzione del gas naturale sono soggette a regolamentazione in modo che i relativi servizi siano resi a terzi a parità di condizioni e a tariffe regolamentate, in coerenza con quanto previsto dal Decreto Letta.
6.1.2 Il gas naturale in Italia
Il ruolo del gas nel contesto energetico italiano
Dal 2003 al 2007, il consumo di energia primaria in Italia ha mostrato una sostanziale costanza, essendo passato da 194,4 milioni di tep a 194,2 milioni di tep. Il consumo di gas naturale nel periodo è cresciuto ad un tasso medio annuo pari al 2,2%. Il gas naturale ha visto la sua incidenza sui consumi energetici passare dal 33,0% del 2003 al 36,1% del 2007,
3 Fonte: Relazione finanziaria annuale 2008 Snam Rete Gas.
4 Fonte: Relazione finanziaria annuale 2008 Snam Rete Gas.
mentre i fabbisogni energetici coperti dai prodotti petroliferi, relativamente allo stesso periodo, sono diminuiti dal 46,7% nel 2003 al 42,5% nel 2007.
La seguente tabella evidenzia l’evoluzione del consumo di energia primaria in Italia, suddiviso per fonte.
(milioni di tep) | 2003 | 2004 | 2005 | 2006 | 2007 | |||||
Combustibili Solidi | 15.3 | 7.9% | 17.1 | 8.7% | 17.1 | 8.6% | 17.2 | 8.8% | 17.2 | 8.8% |
Gas Naturale | 64.1 | 33.0% | 66.5 | 33.8% | 71.2 | 36.0% | 69.7 | 35.5% | 70.0 | 36.1% |
Petrolio | 90.8 | 46.7% | 88.0 | 44.8% | 85.2 | 43.1% | 85.2 | 43.4% | 82.5 | 42.5% |
Rinnovabili | 13.0 | 6.7% | 14.9 | 7.6% | 13.5 | 6.8% | 14.2 | 7.3% | 14.3 | 7.4% |
Importazioni Nette di Energia elettrica | 11.2 | 5.7% | 10.0 | 5.1% | 10.8 | 5.5% | 9.9 | 5.0% | 10.2 | 5.2% |
TOTALE | 194.4 | 100% | 196.5 | 100% | 197.8 | 100% | 196.2 | 100% | 194.2 | 100% |
Fonte: Bilancio Energetico Nazionale pubblicato dal Ministero dello Sviluppo Economico, anni 2003, 2004, 2005, 2006 e 2007.
Il mercato del gas
Il consumo di gas naturale è cresciuto da 77,7 miliardi di metri cubi nel 2003 a 84,9 miliardi nel 2007. Tale crescita è dovuta allo sviluppo nel settore della produzione termoelettrica legato alla entrata in esercizio di numerosi impianti ad alta efficienza per la produzione di energia elettrica alimentati a gas naturale dove, considerando l’intero periodo, si è registrato un incremento dei consumi di oltre il 33% (da 25,7 miliardi di metri cubi nel 2003 a 34,3 miliardi di metri cubi nel 2007).
Nel medesimo periodo il consumo relativo al settore residenziale e terziario ha registrato una sostanziale costanza (da 28,7 miliardi di metri cubi nel 2003 a 28,2 miliardi di metri cubi nel 2007) imputabile anche a fattori climatici, mentre quello relativo al settore industriale ha conosciuto una riduzione (da 22,5 miliardi di metri cubi nel 2003 a 20,9 miliardi di metri cubi nel 2007) riconducibile alla stasi produttiva del sistema industriale.
La seguente tabella riporta le vendite di gas naturale in Italia, suddivise per uso e per gli anni indicati.
(miliardi di m3) | 2003 | 2004 | 2005 | 2006 | 2007 | |||||
Termoelettrico | 25,7 | 33,1% | 27,1 | 33,7% | 30,6 | 35,5% | 31,5 | 37,3% | 34,3 | 40,4% |
Residenziale e commerciale | 28,7 | 37,0% | 29,7 | 36,8% | 32,2 | 37,3% | 30,2 | 35,7% | 28,2 | 33,2% |
Industriale(*) | 22,5 | 28,9% | 22,8 | 28,3% | 22,5 | 26,0% | 21,8 | 25,8% | 20,9 | 24,6% |
Altro | 0,8 | 1,0% | 1,0 | 1,2% | 1,0 | 1,2% | 1,0 | 1,2% | 1,5 | 1,8% |
TOTALE | 77,7 | 100,0% | 80,6 | 100,0% | 86,3 | 100,0% | 84,5 | 100,0% | 84,9 | 100,0% |
(*) Comprende i consumi dei settori Industria, Agricoltura e Pesca, Sintesi Chimica e Autotrazione.
Fonte: Bilancio Energetico Nazionale pubblicato dal Ministero dello Sviluppo Economico, anni 2003, 2004, 2005, 2006 e 2007.
La crescita della domanda di gas dal 2003 al 2007 è stata soddisfatta facendo ricorso in modo consistente alle importazioni, il cui peso sul totale approvvigionamenti è passato in questo periodo dall’81,9% all’88,4%. Nel medesimo periodo si è assistito, infatti, ad un calo della produzione nazionale, il cui peso è passato dal 18,1% nel 2003 all’11,6% del 2007. I principali paesi di provenienza del gas naturale sono Algeria, Russia, Libia, Olanda e Norvegia.
6.1.3 La Struttura dell’Industria
La figura sottostante illustra la struttura del settore del gas naturale in Italia. Le principali attività che lo compongono sono le seguenti:
Centrali termoelettriche
Impianti industriali
Clienti residenziali e commerciali
Shippers
Importazione
Produzione
dispacciamento
Approvvigionamento Infrastrutture Vendita
Rigassificazione del GNL | Trasporto e | Stoccaggio | Distribuzione |
(a) Approvvigionamento
Produzione e importazione
L’approvvigionamento di gas naturale in Italia avviene attraverso lo sfruttamento di riserve nazionali o l’importazione da Paesi stranieri produttori di gas. L’attività di importazione include il trasporto di gas attraverso gasdotti internazionali interconessi con la Rete di Trasporto o con navi metaniere che trasportano GNL fino ai terminali di rigassificazione.
Entrambe la attività di produzione e di importazione del gas naturale in Italia sono svolte da un numero ristretto di operatori; tra questi, Eni ricopre un ruolo di assoluta rilevanza. Con riferimento alle importazioni, i principali paesi di provenienza del gas naturale sono Algeria, Russia, Libia, Olanda e Norvegia.
(b) Infrastrutture
Rigassificazione del GNL
Il processo di produzione del gas naturale, la sua liquefazione per il trasporto su navi e la successiva rigassificazione per l’utilizzo da parte degli Utenti, costituiscono la cosiddetta catena del GNL (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 6, Paragrafo 6.3).
Alla Data del Prospetto Informativo, il terminale di rigassificazione del GNL di Panigaglia, di proprietà di GNL Italia, è l’unico impianto di rigassificazione del GNL operativo in Italia5.
Nel corso del 2009 è previsto l’avvio del terminale GNL ubicato al largo di Rovigo di proprietà della società Terminale GNL Adriatico S.r.l. (“Adriatic LNG”) (Cfr. Sezione Prima, Capitolo 6, Paragrafo 6.11). Numerosi altri progetti di soggetti terzi sono in diversi stadi dell’iter autorizzativo.
Trasporto e Dispacciamento
Una volta prodotto, importato o rigassificato, il gas viene immesso nella Rete di Trasporto, e trasportato fino alle reti di distribuzione locale e a grandi clienti finali quali centrali termoelettriche e impianti industriali.
L’attività di dispacciamento riguarda il monitoraggio ed il controllo a distanza della Rete di Trasporto.
L’Emittente è il principale operatore nell’ambito dell’attività di trasporto e dispacciamento del gas naturale in Italia. L’Emittente, infatti, al 31 dicembre 2008, possiede 31.474 chilometri di gasdotti su un totale di estensione complessiva della Rete di Trasporto di oltre
33.000 chilometri6.
Stoccaggio
Parte del gas naturale importato o prodotto viene destinato a riserve immediatamente disponibili nel caso sia necessario fare fronte al consumo invernale (in media circa tre volte superiore a quello estivo) o a picchi eccezionali di domanda. Lo stoccaggio del gas naturale (riferito a tali riserve) deve quindi poter soddisfare la maggior domanda causata da un freddo anche eccezionale e deve essere in grado di integrare eventuali temporanee riduzioni delle importazioni del gas causate da motivi tecnico-commerciali o crisi nel settore del gas naturale.
La costituzione di riserve di gas, preferibilmente in zone prossime ad aree caratterizzate da forti consumi, è realizzata in Italia prevalentemente mediante l’utilizzazione di giacimenti esauriti di gas.
Stogit è il principale operatore in Italia delle attività di stoccaggio del gas naturale7. Nel contesto nazionale, tali attività sono svolte anche da Edison Stoccaggio S.p.A.. Numerosi istanze di concessione, presentate da soggetti terzi, sono in diversi stadi dell’iter autorizzativo.
5 Fonte: Relazione finanziaria annuale 2008 Snam Rete Gas.
6 Fonte: Relazione finanziaria annuale 2008 Snam Rete Gas.
7 Fonte: Bilancio 2008 Stogit.
Distribuzione
Le reti di distribuzione locale, una volta ricevuto il gas nei punti di collegamento con la Rete di Trasporto, distribuiscono il gas in ambito urbano a clienti residenziali e commerciali (famiglie, imprese commerciali e del terziario e piccole imprese industriali) utilizzando condotte a bassa pressione.
In Italia, l’attività di distribuzione del gas naturale è svolta da circa 300 società; i comuni serviti sono circa 6.300 ed i clienti sono quasi 21 milioni8. Alla Data del Prospetto Informativo, il Gruppo Italgas è il principale operatore attivo sul mercato della distribuzione9.
(c) Vendita
Gli Shipper acquistano il gas da produttori, importatori o altri Shipper e vendono il gas a grandi clienti finali, quali centrali elettriche ed impianti industriali, normalmente collegati direttamente alla Rete di Trasporto, ed ai clienti residenziali e commerciali, collegati alla rete di distribuzione in ambito urbano. A tal fine, gli Shipper utilizzano, attraverso le infrastrutture, i servizi forniti dalle imprese che operano nelle attività di trasporto e dispacciamento del gas naturale, di rigassificazione del GNL, di stoccaggio e di distribuzione del gas naturale. Nel Prospetto Informativo, ci si riferirà a Shipper o Utenti o Utenti del Sistema Gas sia nel senso generale del Sistema Gas, sia come utilizzatori di uno o più dei servizi del Sistema stesso.
6.2 L’attività di trasporto svolta da Snam Rete Gas
6.2.1 Il sistema di trasporto di Snam Rete Gas
L’Emittente svolge il servizio di trasporto del gas naturale in Italia. Al 31 dicembre 2008, Snam Rete Gas possiede 31.474 degli oltre 33.000 chilometri della Rete di Trasporto10. La seguente tabella riporta i dati relativi alla Rete di Trasporto di Snam Rete Gas al 31 dicembre 2008 e per i due anni precedenti:
(chilometri) | 2006 | 2007 | 2008 |
Rete Nazionale | 8.479 | 8.548 | 8.779 |
Rete Regionale | 22.410 | 22.533 | 22.695 |
30.889 | 31.081 | 31.474 | |
Fonte: Relazione finanzaiaria annuale 2008 Snam Rete Gas. |
8 Fonte: AEEG Relazione Annuale sullo Stato dei Servizi e sull’Attività Svolta - Anno 2008.
9 Fonte: Bilancio 2008 Italgas.
10 Fonte: Relazione finanziaria annuale 2008 Snam Rete Gas.
La seguente cartina mostra l’infrastruttura di rete di proprietà di Snam Rete Gas al 31 dicembre 2008.
La Rete Nazionale di proprietà dell’Emittente è costituita essenzialmente da tubazioni, normalmente di grande diametro, con funzione di trasferire quantità di gas dai punti di ingresso del sistema (importazioni e principali produzioni nazionali) ai punti di interconnessione con la Rete Regionale e con le strutture di stoccaggio. Della Rete Nazionale fanno parte anche alcuni gasdotti interregionali funzionali al raggiungimento di importanti aree di consumo.
La Rete Regionale di Snam Rete Gas, formata dalla restante parte dei gasdotti, permette di movimentare il gas naturale in ambiti territoriali delimitati, generalmente su scala regionale, per la fornitura del gas ai consumatori industriali e termoelettrici e alle reti di distribuzione urbana. Le interconnessioni esercite da Snam Rete Gas all’interno della Rete di Trasporto sono assicurate da 23 punti (i c.d. “nodi”) di connessione e di smistamento e da 569 aree impiantistiche contenenti impianti di riduzione e di regolazione della pressione. Tali impianti consentono di regolare il flusso del gas naturale all’interno della rete e assicurano il collegamento tra condotte operanti a diversi regimi di pressione.
Le infrastrutture di trasporto sono completate da:
• quattro terminali marittimi, che connettono le condotte sottomarine a quelle di terra, situati a Mazara del Vallo (Trapani), a Messina, a Favazzina (Reggio Calabria) e a Palmi (Reggio Calabria); e
• undici Centrali di Compressione del gas.
(a) La Rete Nazionale di gasdotti
Al 31 dicembre 2008 la Rete Nazionale di Snam Rete Gas si estende per 8.779 chilometri. I gasdotti di terra, il cui diametro massimo raggiunge i 56 pollici, trasportano gas a una pressione compresa tra i 24 e i 75 bar. I gasdotti sottomarini che attraversano lo Stretto di Messina, hanno un diametro compreso tra i 20 e i 26 pollici e trasportano gas a una pressione fino a 115 bar.
Nel corso dell’anno 2008 la Rete Nazionale si è incrementata di 231 chilometri a seguito della realizzazione dei metanodotti Mazara – Menfi, Tarsia – Xxxxxx, Xxxxxxxxxx – Messina, Tarvisio – Malborghetto, per il potenziamento dei metanodotti Flaibano – Gonars, Mortara – Alessandria e per la realizzazione di varianti a infrastrutture già esistenti.
Le principali linee della Rete Nazionale interconnesse con i gasdotti di importazione, sono:
• per il gas importato dall’Algeria:
le due linee del diametro di 48/42 pollici che collegano Mazara del Vallo (Trapani) a Minerbio (Bologna), lunghe circa 1.500 chilometri ciascuna. Le condotte si raccordano alle linee di importazione del gas naturale di provenienza algerina che attraversano il Canale di Sicilia. È in fase di realizzazione il potenziamento del gasdotto con la posa di una terza linea del diametro di 48 pollici, lunga 528 chilometri (di cui 309 chilometri già in esercizio);
• per il gas importato dalla Libia:
la linea di 36 pollici, lunga 67 chilometri, che collega il metanodotto proveniente dalla Libia, dal punto di ingresso di Gela, alla Rete Nazionale presso il nodo di Enna sulla linea di importazione dall’Algeria;
• per il gas importato dalla Russia:
le due linee del diametro di 42/36 e 34 pollici di circa 900 chilometri che collegano la rete austriaca da Tarvisio (Udine) a Sergnano (Cremona) e Minerbio (Bologna), attraversando la Pianura Padana.
L’importazione dalla Russia è inoltre potenziata con la posa di una terza linea del diametro di 48/56 pollici, lunga 264 chilometri;
• per il gas importato dai Paesi Bassi e dalla Norvegia:
la linea del diametro di 48 pollici, lunga 177 chilometri, che si connette con il sistema di trasporto svizzero a Passo Xxxxx (Verbania) e si estende fino al nodo di Mortara (Pavia) nella Pianura Padana;
• per il gas proveniente dal terminale GNL di Panigaglia:
la condotta da 30 pollici della lunghezza di 170 chilometri, che collega il terminale GNL di Panigaglia con la Rete Nazionale nei pressi di Parma; e
• per il gas proveniente dal terminale GNL di proprietà di Adriatic LNG:
il collegamento da 36 pollici presso il nodo di Minerbio con il gasdotto Cavarzere – Minerbio della società Edison Stoccaggi S.p.A. che riceverà il gas dal terminale GNL marittimo ubicato al largo di Rovigo di proprietà di Adriatic LNG, all’entrata in esercizio dell’impianto.
(b) La Rete Regionale di gasdotti
Al 31 dicembre 2008 la Rete Regionale di Gasdotti si estende per 22.695 chilometri. La Rete Regionale è costituita da gasdotti di diametro e pressioni di esercizio di norma inferiori a quelli della Rete Nazionale. Essa svolge la funzione di movimentare il gas naturale in ambiti territoriali delimitati, generalmente su scala regionale, per la fornitura del gas agli utilizzatori industriali e alle aziende di distribuzione. La Rete Regionale nel corso dell’anno 2008 si è incrementata di 162 chilometri a seguito dell’entrata in esercizio di alcuni tratti di gasdotti, tra i quali i metanodotti Triggiano – Monopoli, Grottole – Albano di Lucania, Forlì – Faenza, Pietrafitta – Perugia, Capizzi – Mistretta, Venzone – Tolmezzo e altri allacciamenti e potenziamenti.
(c) Le Centrali di Compressione
Snam Rete Gas utilizza 11 Centrali di Compressione con lo scopo di aumentare la pressione del gas nelle condotte e riportarla al valore necessario per assicurarne il flusso. Le centrali sono posizionate lungo la Rete Nazionale e comprendono
generalmente più unità di compressione. Al 31 dicembre 2008 la potenza installata è 830 MW. Nel corso dell’anno 2008 sono entrate in esercizio la Centrale di Compressione di Poggio Renatico composta da tre unità di compressione e la quarta unità di compressione della centrale di Enna.
La cartina che segue mostra l’ubicazione delle Centrali di Compressione di proprietà di Snam Rete Gas.
ISTRANA
POGGIO RENATICO
TERRANUOVA
GALLESE
MELI ZZAN X
XXXXXXXXX
TARSIA
MESSINA
ENNA
MASERA
MALBORGHETTO
(d) Gestione, manutenzione ed ispezione delle infrastrutture di trasporto
Il sistema di dispacciamento gas e controllo del trasporto
Il Centro di Dispacciamento di Snam Rete Gas, ubicato in San Xxxxxx Xxxxxxxx, provvede al monitoraggio ed al controllo a distanza dell’esercizio della Rete di Trasporto, ricevendo dati da circa 3.000 impianti, di cui oltre 1.500 telecomandati, dislocati lungo la rete Snam Rete Gas e da alcune delle reti estere collegate. Nello svolgimento di queste attività sono utilizzati sistemi informativi che, sulla base di dati storici di consumo e delle previste condizioni climatiche, sono in grado di formulare previsioni a breve termine della domanda di trasporto e di simulare ed ottimizzare i flussi di gas sulla rete. Il Centro di Dispacciamento ha ottenuto nel maggio 2008 la conferma della certificazione ISO 9001:2000.
La misurazione del gas
La Rete di Trasporto di Snam Rete Gas si avvale di numerosi impianti di misura agli ingressi della rete. La misurazione del gas riconsegnato agli Utenti avviene in circa
7.000 impianti di proprietà dei clienti finali o di imprese di distribuzione del gas, di cui circa 4.500 collegati ad un sistema di telerilevamento. La misurazione dei parametri di
composizione del gas, che consente la determinazione dell’energia associata ai volumi, avviene attraverso circa 150 apparecchiature di rilevamento (gascromatografi) collocate nei punti significativi della rete.
A dicembre 2008 è stato avviato un progetto che porterà, entro fine 2009, alla certificazione in qualità dell’intero processo misura, conformemente a quanto previsto dalle norme ISO 9000.
Manutenzione ed ispezione delle infrastrutture
Le infrastrutture di trasporto di Snam Rete Gas sono gestite da 8 distretti, con funzioni di supervisione e controllo delle attività di 55 Centri di Manutenzione distribuiti su tutto il territorio nazionale, e da una unità centrale che coordina l’attività delle 11 Centrali di Compressione collocate lungo le principali linee di trasporto della Rete Nazionale. I centri e le centrali hanno il compito di garantire l’esercizio, la manutenzione e il controllo dell’intera infrastruttura, nel rispetto delle vigenti normative sulla sicurezza e sulla tutela ambientale. Il controllo della rete avviene attraverso verifiche della protezione elettrica (protezione catodica) delle condotte, controlli aerei e di superficie ed ispezioni geologiche. La rete di gasdotti e le Centrali di Compressione sono soggette a programmi di manutenzione ciclica, programmata e “on condition”11 allo scopo di prevenire anomalie e malfunzionamenti. L’ispezione interna delle principali condotte avviene mediante l’utilizzo dei PIG, che permettono di rilevare le condizioni generali delle condotte ispezionate, di individuare eventuali anomalie, difetti di fabbricazione o azioni corrosive in atto. Le turbine a gas delle Centrali di Compressione sono oggetto di ispezione per rilevare eventuali difetti alle parti rotanti e alle camere di combustione. I risultati di tali rilievi vengono utilizzati per definire gli eventuali interventi mirati di manutenzione e riparazione. Le operazioni di manutenzione ciclica vengono programmate con il supporto di un sistema informativo che consente l’ottimizzazione dell’operatività delle squadre di manutenzione.
In tale ambito e allo scopo di garantire alle unità operative uno strumento adeguato finalizzato alla gestione dei dati cartografici e tecnici inerenti al processo in oggetto, è stato realizzato un processo di integrazione dei sistemi informativi tecnici che, integrati con il programma di manutenzione delle attività cicliche e con il sistema di workforce mobile management, consente il monitoraggio dell’intero ciclo manutentivo aziendale.
11 Manutenzione svolta non a scadenza prestabilita, ma a seguito del rilievo/verifica di una indicazione riguardante lo stato di un elemento del sistema oggetto della manutenzione.
La cartina che segue evidenzia gli 8 distretti tramite i quali l’Emittente gestisce le proprie infrastrutture di trasporto.
Distretto Nord
Distretto Nord Orientale
Distretto Nord Occidentale
Distretto Centro Orientale
Distretto Centro Occidentale
Distretto Sud Orientale
Distretto Sud Occidentale
Distretto Sicilia
6.2.2 Il servizio di trasporto
(a) La capacità di trasporto
Il trasporto del gas naturale è un servizio integrato che consente la movimentazione del gas a partire dai punti di entrata nella Rete Nazionale fino ai punti di riconsegna della Rete Regionale. Snam Rete Gas conferisce capacità di trasporto ai soggetti che ne fanno richiesta (gli Shipper), i quali acquisiscono il diritto (in qualità di Utenti) di immettere e ritirare, in qualsiasi giorno dell’Anno Termico, rispettivamente ai punti di entrata e di uscita della Rete Nazionale, ai punti di riconsegna sulla Rete Regionale e al Punto di Scambio Virtuale, un quantitativo di gas non superiore alla portata giornaliera conferita. Il gas immesso nella Rete Nazionale proviene dalle importazioni e in minor quantità dalla produzione nazionale. Il gas naturale proveniente dall’estero viene immesso nella Rete Nazionale attraverso 6 punti di entrata, in corrispondenza delle interconnessioni con i metanodotti di importazione (Tarvisio, Gorizia, Passo Xxxxx, Mazara del Vallo, Gela) e del terminale di rigassificazione del GNL di Panigaglia. Il gas di produzione nazionale viene immesso in corrispondenza dei 69 punti di entrata dai campi di produzione o dai loro centri di raccolta e trattamento. I punti di uscita dalla Rete Nazionale sono costituiti da 17 aree di prelievo (ovvero aggregazioni territoriali di punti di riconsegna), coincidenti generalmente con i confini amministrativo-regionali, e da 5 punti di interconnessione con i gasdotti internazionali per le esportazioni (Tarvisio, Gorizia, Xxxxx Xxxxx, Xxxxxxxxxx, Xxxxxxxxxx xx Xxx Xxxxxx). Anche i campi di stoccaggio del gas naturale sono collegati con la Rete di Trasporto. Il gas in uscita dalla
Rete Nazionale viene trasportato sulla Rete Regionale fino ai punti di riconsegna, nei quali avviene il ritiro del gas da parte degli Utenti.
Le condizioni e i termini per l’accesso e l’erogazione del servizio sono contenute nel Codice di Rete predisposto e aggiornato da Snam Rete Gas (Cfr. Allegato 2) sulla base dei criteri dell’AEEG, approvato dalla stessa e in vigore dal 2003.
(b) Il processo di conferimento della capacità di trasporto
L’accesso al servizio di trasporto sulla rete di metanodotti è consentito, a parità di condizioni, a tutti i soggetti che sono in possesso dei requisiti richiesti dalla Delibera 137/02 dell’AEEG emanata in conformità a quanto previsto dal Decreto Letta. Oggetto del conferimento è la capacità, espressa in standard metri cubi/giorno, attribuita all’Utente per il trasporto di gas naturale su base continua e/o interrompibile12 per determinati periodi presso i punti di entrata, uscita, riconsegna descritti in precedenza. Presso ciascuno di tali punti gli Utenti possono richiedere, di norma, capacità su base annuale. Presso i punti interconnessi con metanodotti esteri di importazione possono essere richieste capacità per durate superiori ad un anno (5 anni al massimo); presso i medesimi punti e presso i punti interconnessi con i terminali di rigassificazione del GNL possono essere richieste anche capacità di durata inferiore all’anno.
Presso i punti di entrata interconnessi con terminali di rigassificazione del GNL la capacità di trasporto è conferita all’operatore del terminale.
Ogni anno, nei mesi di agosto e settembre, Snam Rete Gas effettua i conferimenti delle capacità di trasporto per l’Anno Termico (o gli Anni Termici, in caso di durate pluriennali) successivo sulla base delle richieste pervenute. In caso di richieste superiori alla disponibilità di capacità sono previsti criteri di ripartizione pro quota e, nel caso dei punti di entrata interconnessi con i metanodotti esteri di importazione, un ordine di priorità che privilegia, nel processo di conferimento pluriennale, i titolari di contratti di importazione del tipo “take or pay”13 e, nel conferimento annuale, i titolari di contratti di importazione di durata maggiore. Nell’ambito del processo di conferimento di capacità annuale, qualora nell’intero Anno Termico, o in periodi di esso, la capacità continua non sia sufficiente a coprire le richieste pervenute, viene assegnata capacità di tipo interrompibile.
A valle del conferimento della capacità vengono sottoscritti i contratti di trasporto. La capacità che risulta disponibile successivamente all’inizio dell’Anno Termico può
12 Per trasporto continuo si intende il servizio di trasporto di gas naturale garantito da Snam Rete Gas in maniera continua durante tutto l’Anno Termico. Per trasporto interrompibile si intende il servizio di trasporto di gas naturale soggetto ad interrompibilità secondo le modalità ed i tempi di preavviso definiti nel Codice di Rete.
13 Clausola inclusa nei contratti di approvigionamento del gas naturale, ai sensi della quale l’acquirente è tenuto a corrispondere comunque, interamente o parzialmente, il prezzo contrattuale di una quantità minima di gas prevista dal contratto, anche nell’eventualità che non ritiri tale gas. Di norma tali clausole sono presenti nei contratti di approvigionamento del gas aventi durata pluriennale.
ancora essere richiesta e conferita per una durata massima pari alla parte restante dell’Anno Termico. Nel corso del 2008 tutte le richieste di capacità di trasporto sono state soddisfatte e 73 soggetti sono risultati titolari di contratti di trasporto.
(c) L’erogazione del servizio di trasporto
L’erogazione del servizio di trasporto consiste principalmente nella gestione giornaliera dei flussi di gas naturale. Tale attività include la programmazione e prenotazione giornaliera dei quantitativi trasportati, il bilanciamento e la misura del gas, nonché la gestione di tutte le transazioni di capacità di trasporto tra Utenti.
Prenotazione
Snam Rete Gas, ai fini della programmazione del trasporto e dei relativi assetti di trasporto ha la necessità di conoscere con accuratezza ed adeguato anticipo i quantitativi di gas che gli Utenti intendono immettere e ritirare; a tal fine Snam Rete Gas comunica agli Utenti con riferimento all’Anno Termico in corso l’elenco degli interventi previsti sulla rete che implicano una interruzione o riduzione della capacità di trasporto, per consentire la programmazione della loro attività. A loro volta gli Utenti trasmettono a Snam Rete Gas i propri programmi di trasporto che tengono conto delle interruzioni programmate.
Bilanciamento
Il bilanciamento fisico e commerciale costituisce la base per il funzionamento del sistema gas. Il bilanciamento fisico comprende le operazioni mediante le quali Snam Rete Gas, attraverso il Centro di Dispacciamento, controlla in tempo reale i parametri di flusso (portate e pressioni) al fine di garantire la corretta movimentazione del gas dai punti d’immissione ai punti di prelievo. Il bilanciamento commerciale comprende le attività necessarie all’allocazione ed alla contabilizzazione del gas trasportato. Agli Utenti che non rispettano l’uguaglianza, su base giornaliera tra le quantità immesse e quelle prelevate, o che superano le capacità di trasporto loro conferite, vengono applicate delle penali.
Misura del gas
La misurazione dei volumi di gas viene effettuata presso i punti di immissione e quelli di prelievo. Nell’ambito del rapporto commerciale con l’Utente, i dati di misura sono utilizzati per l’elaborazione dei bilanci energetici di consegna e riconsegna gas, per la fatturazione del corrispettivo variabile di trasporto e la fatturazione di eventuali corrispettivi di disequilibrio e di scostamento. Le metodologie di misura adottate e l’accuratezza dei dati di misura rilevati garantiscono il corretto esercizio, commerciale e fisico, della Rete di Trasporto.
Transazioni di capacità
Cessione di capacità - La cessione di capacità di trasporto è la transazione con cui un Utente cede la titolarità di capacità di trasporto per un periodo definito ad un soggetto cessionario (di norma un altro Utente o soggetto che lo diventa tramite la cessione). Le
cessioni di capacità diventano efficaci successivamente all’accettazione da parte di Snam Rete Gas in quanto queste modificano i contratti di trasporto stipulati tra Snam Rete Gas ed i singoli Utenti.
Trasferimenti di capacità - Il trasferimento di capacità di trasporto è la transazione con cui un Utente, che attiva direttamente o indirettamente una nuova fornitura nei confronti di un proprio cliente idoneo precedentemente servito, anche indirettamente, da altro Utente, richiede di acquisire la titolarità della capacità di trasporto strumentale a detta fornitura presso il relativo punto di riconsegna sino al termine dell’Anno Termico. Le transazioni di capacità, in caso di esito positivo, danno luogo a modifiche dei contratti di trasporto sottoscritti tra Snam Rete Gas ed i singoli Utenti.
(d) Il Punto di Scambio Virtuale (PSV)
La normativa in vigore prevede la possibilità di effettuare cessioni e scambi di gas immesso nella Rete Nazionale consentendo alla comunità degli Utenti di usufruire di un utile strumento di bilanciamento commerciale e di replicare gli effetti della cessione giornaliera di capacità, ad esempio in caso di interruzione o riduzione di capacità da una fonte di approvvigionamento. Le cessioni e scambi del gas immesso in rete sono effettuate presso un punto virtuale concettualmente localizzato tra i punti di entrata ed i punti di uscita della Rete Nazionale. Snam Rete Gas ha sviluppato un apposito strumento informativo di supporto agli scambi, il Punto di Scambio Virtuale, che consente ai propri Utenti di effettuare transazioni bilaterali di compravendita di partite di energia sia su base giornaliera che su base multi giornaliera. Le transazioni sono inserite direttamente dagli Utenti e registrate in un portale reso disponibile sul sito web: tale strumento provvede automaticamente, al termine della sessione giornaliera di scambio, alla contabilizzazione del saldo netto delle transazioni effettuate da ciascun Utente in sede di prenotazione e bilanciamento del gas. Le condizioni economiche, i termini e le modalità per lo scambio e la cessione di gas vengono definite dagli Utenti al di fuori del sistema.
A partire dal novembre 2006, l’accesso alla piattaforma informatica è stato esteso anche a soggetti non Utenti di Snam Rete Gas. Dall’ottobre 2006 presso il PSV vengono registrate anche le operazioni di riconsegna del GNL rigassificato da parte dell’operatore del terminale di Panigaglia ai propri Utenti.
Le relazioni tra Snam Rete Gas, amministratore del sistema, e gli utilizzatori del PSV vengono fissati attraverso la sottoscrizione di un apposito modulo di adesione alle condizioni per l’utilizzo del sistema, approvato ogni anno con delibera dall’AEEG.
6.2.3 Andamento operativo dell’attività di trasporto
Bilancio gas della Rete Nazionale
(miliardi di m3) Quantitativi disponibili in rete | 2006 | 2007 | 2008 | Quantitativi prelevati dalla rete | 2006 | 2007 | 2008 |
Da importazioni | 76,48 | 73,50 | 76,52 | Riconsegna al mercato nazionale | 82,63 | 83,30 | 83,34 |
Da produzione nazionale | 11,51 | 9,78 | 9,12 | Esportazioni | 0,79 | 0,48 | 0,60 |
Totale immesso | 87,99 | 83,28 | 85,64 | Xxxxxxx e perdite Snam Rete Gas | 0,44 | 0,39 | 0,42 |
Prelievi da stoccaggio (1) | (3,68) | 1,25 | (1,12) | Gas non contabilizzato e altre variazioni (2) | 0,45 | 0,36 | 0,16 |
Totale disponibilità | 84,31 | 84,53 | 84,52 | Totale prelevato | 84,31 | 84,53 | 84,52 |
(1) Inteso come saldo tra prelievo da stoccaggio (+) e immissioni in stoccaggio (-).
(2) Include la variazione dell’invaso rete. Per la definizione di “gas non contabilizzato” v. il successivo paragrafo “Prelievi di gas naturale”.
Fonte: Relazione finanziaria annuale 2008 Snam Rete Gas.
Disponibilità di gas naturale
La disponibilità di gas naturale sulla Rete Nazionale nel 2008 è stata pari a 84,52 miliardi di metri cubi, in linea rispetto al 2007.
I quantitativi di gas immesso nella Rete Nazionale sono aumentati del 2,8%, raggiungendo gli 85,64 miliardi di metri cubi, ma nel 2008 le immissioni in stoccaggio sono state superiori ai prelievi per 1,12 miliardi di metri cubi, a fronte di una situazione opposta registrata nel 2007, quando i prelievi da stoccaggio erano stati maggiori delle immissioni per 1,25 miliardi di metri cubi.
All’aumento dei quantitativi di gas immesso nella Rete Nazionale hanno contribuito le maggiori importazioni (+3,02 miliardi di metri cubi, pari al 4,1%) in parte assorbite dalla riduzione della produzione nazionale (-0,66 miliardi di metri cubi, pari al 6,7%).
(miliardi di m3) Da importazioni Punti di consegna | 2006 | 2007 | 2008 |
Tarvisio | 22,92 | 24,04 | 24,58 |
Mazara del Vallo | 24,83 | 22,52 | 24,77 |
Passo Xxxxx | 17,66 | 15,12 | 15,69 |
Gela | 7,69 | 9,24 | 9,87 |
Gorizia | 0,25 | 0,20 | 0,09 |
Panigaglia (GNL) | 3,13 | 2,38 | 1,52 |
76,48 | 73,50 | 76,52 | |
Fonte: Relazione finanziaria annuale 2008 Snam Rete Gas. |
L’analisi delle importazioni per punto di consegna evidenzia, rispetto al 2007, l’incremento delle importazioni dai punti di consegna di Mazara del Vallo (+10,0%), di Gela (+6,8%), di Passo Xxxxx (+3,8%) e di Tarvisio (+2,2%), parzialmente compensato dalle minori immissioni dal punto di consegna di Gorizia (-55,0%) e dalla riduzione del GNL rigassificato e immesso in Rete dall’impianto di Panigaglia (-36,1%).
Per quanto riguarda le immissioni di gas naturale per Utente, l’aumento dei volumi immessi nel 2008 (+2,8%) si è concentrato principalmente sugli altri operatori (+11,6%) e su Enel Trade
S.p.A. (+4,9%), parzialmente compensato dalla riduzione dei volumi immessi di Eni (-1,1%).
(miliardi di m3) Volumi immessi per Utente | 2006 | 2007 | 2008 |
Eni | 57,09 | 52,39 | 51,80 |
Enel Trade | 9,67 | 9,36 | 9,82 |
Altri | 21,23 | 21,53 | 24,02 |
87,99 | 83,28 | 85,64 | |
Fonte: Relazione finanziaria annuale 2008 Snam Rete Gas. |
Prelievi di gas naturale
Il gas naturale prelevato dalla Rete Nazionale nel 2008 è stato destinato: (i) alla riconsegna agli Utenti presso i punti di uscita dalla rete per 83,34 miliardi di metri cubi; (ii) alle esportazioni, principalmente gas di provenienza algerina destinato alla Slovenia, per 0,60 miliardi di metri cubi; (iii) ai consumi delle centrali di spinta e alle perdite di rete di Snam Rete Gas per 0,42 miliardi di metri cubi.
Nel bilancio energetico redatto da Snam Rete Gas, viene definito convenzionalmente “gas non contabilizzato” la differenza fisiologica tra la quantità di gas misurato all’ingresso della rete e la quantità di gas misurato all’uscita, derivante dalla tolleranza tecnica degli strumenti di misura.
Riconduzione tra quantitativi prelevati dalla rete e domanda Italia:
(miliardi di m3) | 2006 | 2007 | 2008 |
Quantitativi prelevati | 84,31 | 84,53 | 84,52 |
Esportazioni | (0,79) | (0,48) | (0,60) |
Gas immesso su Rete Regionale di proprietà di altri operatori | 0,13 | 0,12 | 0,09 |
Altri consumi (*) | 0,83 | 0,73 | 0,87 |
Totale domanda Italia | 84,48 | 84,90 | 84,88 |
(*) Comprende i consumi del terminale GNL di Panigaglia, i consumi delle Centrali di Compressione per stoccaggio e delle centrali per il trattamento della produzione.
Fonte: Bilancio Energetico Nazionale per gli anni 2006 e 2007. Stime Snam Rete Gas per il 2008.
(miliardi di m3) Domanda gas Italia | 2006 | 2007 | 2008 |
Termoelettrico | 31,54 | 34,29 | 33,89 |
Residenziale e terziario | 30,17 | 28,18 | 30,05 |
Industriale (*) | 21,77 | 20,89 | 19,34 |
Altro | 1,00 | 1,54 | 1,60 |
84,48 | 84,90 | 84,88 |
(*) Comprende i consumi dei settori Industria, Agricoltura e Pesca, Sintesi Chimica e Autotrazione. Fonte: Bilancio Energetico Nazionale per gli anni 2006 e 2007. Stime Snam Rete Gas per il 2008.
La domanda di gas in Italia nel 2008 è stata pari a 84,88 miliardi di metri cubi, sostanzialmente in linea (-0,02 miliardi di metri cubi) rispetto al 2007. Il settore industriale ha evidenziato un sensibile calo della domanda (-7,4%) a seguito degli effetti della crisi economica e produttiva in corso. Il settore termoelettrico pur penalizzato dalla diminuzione della domanda elettrica, ha presentato una riduzione limitata (-1,2%). A parziale compensazione si registra l’incremento della domanda del settore residenziale e terziario (+6,6%) a seguito principalmente dell’effetto termico.
Capacità di trasporto
Gli interventi di sviluppo e potenziamento delle infrastrutture di trasporto e la disponibilità di capacità di trasporto interrompibile ai punti di entrata interconnessi con l’estero hanno permesso di incrementare, all’inizio dell’Anno Termico 2008-2009, la capacità di trasporto della rete a 321 milioni di metri cubi/giorno (+1,9%).
L’incremento è attribuibile principalmente al punto di entrata di Mazara del Vallo in seguito all’entrata in esercizio di alcuni tratti dei potenziamenti in corso sulle infrastrutture di importazione dal Nord Africa.
La capacità disponibile della rete ha permesso di soddisfare, anche per l’Anno Termico 2008- 2009, tutta la domanda di capacità da parte degli Utenti, con un incremento della capacità conferita pari al 7,4%, attribuibile principalmente ai punti di entrata di Mazara del Vallo e Tarvisio.
In aggiunta alle capacità di trasporto sopra descritte, relative ai punti di entrata interconnessi con l’estero e col terminale GNL, sono disponibili capacità di trasporto ai punti di entrata interconnessi con le produzioni nazionali per un totale di 37,4 milioni di metri cubi/giorno.
(milioni di m3 / giorno) Anno Termico 2006-2007 Anno Termico 2007-2008 Anno Termico 2008-2009
Punti di entrata | Capacità disponibile | Capacità conferita | Saturazione (%) | Capacità disponibile | Capacità conferita | Saturazione (%) | Capacità disponibile | Capacità conferita | Saturazione (%) |
Tarvisio | 101,3 | 82,6 | 81,6 | 112,6 | 92,2 | 81,9 | 106,0 | 97,8 | 92,2 |
Mazara del Vallo | 85,7 | 80,4 | 93,8 | 90,7 | 80,4 | 88,7 | 101,8 | 93,2 | 91,6 |
Passo Xxxxx | 63,0 | 57,6 | 91,5 | 63,5 | 59,6 | 93,8 | 64,9 | 60,8 | 93,7 |
Gela | 29,7 | 28,4 | 95,6 | 30,3 | 29,5 | 97,3 | 30,5 | 30,5 | 100,0 |
GNL Panigaglia | 13,0 | 11,4 | 87,7 | 13,0 | 11,4 | 87,7 | 13,0 | 11,4 | 87,7 |
Gorizia | 4,8 | 0,9 | 17,7 | 4,8 | 0,5 | 9,4 | 4,8 | ||
297,5 | 261,3 | 87,8 | 314,9 | 273,5 | 86,9 | 321,0 | 293,7 | 91,5 |