AVVISO DI CONSULTAZIONE PUBBLICA

ai sensi dell’art.5 comma 2 D.lgs.175/2016

RIORGANIZZAZIONE SOCIETARIA DEL GRUPPO AEB/GELSIA. ADESIONE DEL COMUNE DI NOVA MILANESE ALL’AUMENTO DI CAPITALE SOCIALE DI “AMBIENTE ENERGIA BRIANZA S.P.A.” MEDIANTE CONFERIMENTO DELLE PARTECIPAZIONI DETENUTE IN GELSIA SRL, GELSIA AMBIENTE SRL E RETIPIU’ SRL

IL RESPONSABILE DEL SETTORE GESTIONE DEL TERRITORIO

Premesso che:

il Comune di Nova Milanese è titolare delle seguenti partecipazioni societarie:

▪ 0,229 % del capitale sociale di Reti Più S.r.l.;

▪ 0,205 % del capitale sociale di Gelsia S.r.l.;

▪ 0,144 % del capitale sociale di Gelsia Ambiente S.r.l.;

le società Gelsia S.r.l., RetiPiù S.r.l. e Gelsia Ambiente S.r.l. sono controllate da Ambiente Energia e Brianza S.p.A. (di seguito semplicemente “AEB”);

AEB ha avviato un percorso di razionalizzazione della governance del proprio gruppo (“Gruppo AEB” o semplicemente“Gruppo”) diretto, in particolare, a semplificare gli attuali assetti della compagine sociale;

attualmente la configurazione societaria vede la presenza dei soci pubblici divisa su tre livelli, come segue:

1. alcuni comuni sono soci direttamente ed esclusivamente di AEB;

2. alcuni comuni sono soci direttamente di AEB nonché di una o più società operative del Gruppo (Gelsia S.r.l., Gelsia Ambiente S.r.l. e RetiPiù S.r.l.);

3. alcuni comuni sono soci direttamente ed esclusivamente di una o più società operative del Gruppo (ed è questa la fattispecie in cui ricade il Comune di Nova Milanese);

al fine di consentire al Gruppo AEB di disporre di una più funzionale struttura di governance accentrata su un unico livello, risulta opportuno che i soci di Gelsia S.r.l., Gelsia Ambiente S.r.l. e RetiPiù S.r.l. valutino la possibilità di conferire le proprie partecipazioni in AEB;

considerato che:

il conferimento di cui sopra consentirebbe di superare la divisione di livello dei soci pubblici, accentrando la governance del Gruppo in AEB in modo da garantire unitarietà degli indirizzi strategici e industriali e svolgere attività di controllo delle società operative sottostanti, rendendo altresì più efficaci e incisive le scelte strategiche nonché ottimizzando la catena di creazione del valore;

l’operazione di cui sopra potrà essere realizzata mediante la deliberazione, da parte di AEB, di un aumento di capitale riservato ai soci pubblici delle società operative, che lo sottoscriveranno conferendo le partecipazioni detenute nelle stesse;

ai sensi dell’articolo 2440 del Codice Civile, il valore di conferimento sarà determinato, ai sensi dell’art. 2343-ter c.c., sulla base del valore risultante da una valutazione riferita a una data precedente di non oltre 6 (sei) mesi il conferimento e conforme ai principi e criteri generalmente riconosciuti per la valutazione dei beni oggetto del conferimento, predisposta da un esperto indipendente da chi effettua il conferimento, dalla società e dai soci che esercitano il controllo sul conferente o sulla società medesima;

con delibera C.C. n. 53 del 27/12/18 il Comune di Seregno, socio di controllo di AEB, ha già approvato le linee generali dell’operazione sopra descritta;

questo Comune, in quanto titolare di partecipazioni in Gelsia S.r.l., Gelsia Ambiente S.r.l. e RetiPiù S.r.l., è interessato all’operazione;

già con le Deliberazioni del Consiglio comunale n.72 e 73 del 21 dicembre 2018 è stata stabilita la razionalizzazione delle suddette partecipazioni mediante alienazione (o liquidazione in denaro) delle stesse, facendo salva la possibilità di aderire ad altre forme di razionalizzazione nell’ambito del processo di riassetto dell’intero gruppo AEB/Gelsia;

dato atto che:

l’operazione sopra descritta, a norma del D.lgs.175/2016, deve essere autorizzata mediante deliberazione del Consiglio comunale da sottoporre a consultazione pubblica;

consultazione che avviene mediante la pubblicazione sul sito internet istituzionale dell’ente e all’albo pretorio comunale del presente avviso, corredato dallo schema di deliberazione che verrà sottoposto al Consiglio comunale, nonché di ogni altro documento ritenuto utile rispetto alle finalità della consultazione, con invito a chiunque interessato a presentare osservazioni e/o proposte di modifica a detto schema di deliberazione entro e non oltre 15 giorni dalla pubblicazione;

tutto ciò premesso e considerato

INVITA

chiunque sia interessato a presentare il proprio contributo, comprensivo di eventuali osservazioni o proposte di modifica, allo schema di deliberazione consiliare oggetto del presente avviso, esclusivamente mediante trasmissione a mezzo di posta elettronica certificata all’indirizzo xxxxxx.xxxxxxxxxxxx@xxx.xxxxxxx.xxxxxxxxx.xx entro le ore 12:00 del giorno 17 maggio 2019;

ALLEGA

al presente avviso di consultazione pubblica:

▪ schema di deliberazione consiliare;

▪ organigramma gruppo AEB / Gelsia;

▪ proposta di statuto AEB;

▪ bilancio d’esercizio consolidato Gruppo AEB anno 2017;

PRECISA INFINE CHE:

▪ l’esito della consultazione pubblica di cui al presente avviso non potrà essere considerato vincolante per la scelta pubblica in relazione alla quale la consultazione stessa viene attivata;

▪ l’esito della consultazione pubblica verrà richiamato esplicitamente nello schema di atto deliberativo che verrà sottoposto all’approvazione del Consiglio comunale, con l’evidenziazione dei motivi per cui le posizioni raccolte vengono o meno accolte;

▪ l’esito della consultazione verrà reso pubblico mediante pubblicazione di apposito report sul sito internet comunale;

▪ al termine della consultazione tutto il materiale pubblicato, comprensivo del report finale, verrà pubblicato nella sezione Amministrazione Trasparente, sottosezione Altri contenuti – Enti controllati;

Xxxx Xxxxxxxx, 00 aprile 2019

Il Responsabile del Settore Gestione del Territorio

x.xx xxxx. Xxxxxxx Xxxxxxxx

RI ORGA N I Z ZA ZI ON E SOC I E T A RI A GRU P P O A E B/ GE L S I A - DE T E RM I N A ZI ON I C ON SE GU E N T I .

I L C O N S I G L I O C O M U N A L E

Premesso che:

con atto in data 17 dicembre 2015 (repertorio n.157261/28632 Notaio Xxxxx Xxxxxxxxx in Desio - registrato a Monza il 30/12/2015 al n.33353 Serie 1T) il Comune di Nova Milanese ha acquistato da ASML S.p.A. in liquidazione la partecipazione al capitale sociale di Gelsia S.r.l. (operativa nei settori della vendita di gas metano ed energia elettrica, della produzione di energia elettrica e termica, del teleriscaldamento e della gestione calore) pari allo 0,205% (valore nominale 41.804,29 €) e la partecipazione al capitale sociale di Reti Più S.r.l. (operativa nei settori della distribuzione del gas metano e dell’energia elettrica) pari allo 0,190% (valore nominale 156.995,38 €), in attuazione alla Deliberazione del Consiglio comunale n.63/2015;

con atto in data 11 febbraio 2019 (repertorio n.161814/31371 Notaio Xxxxx Xxxxxxxxx in Desio - registrato a Monza l’11/02/2019 al n.3937 Serie 1T) il Comune di Nova Milanese ha acquistato da Gelsia S.r.l. la partecipazione al capitale sociale di Gelsia Ambiente S.r.l. (operativa nei settori della raccolta e smaltimento dei rifiuti e della pulizia strade) pari allo 0,144% (valore nominale 6.718,71 €) e un’ulteriore partecipazione al capitale sociale di Reti Più S.r.l. (operativa nei settori della distribuzione del gas metano e dell’energia elettrica) pari allo 0,039% (valore nominale 32.267,22 €), in attuazione alla Deliberazione del Consiglio comunale n.48/2018;

attualmente dunque il Comune di Nova Milanese è titolare, tra l’altro, delle seguenti partecipazioni societarie:

▪ 0,229 % del capitale sociale di Reti Più S.r.l.;

▪ 0,205 % del capitale sociale di Gelsia S.r.l.;

▪ 0,144 % del capitale sociale di Gelsia Ambiente S.r.l.;

le società Gelsia S.r.l., RetiPiù S.r.l. e Gelsia Ambiente S.r.l. sono controllate da Ambiente Energia e Brianza S.p.A. (di seguito semplicemente “AEB”);

considerato che:

AEB ha avviato un percorso di razionalizzazione della governance del proprio gruppo (“Gruppo AEB” o

“Gruppo”) diretto, in particolare, a semplificare gli attuali assetti della compagine sociale;

attualmente la configurazione societaria (raffigurata per una migliore comprensione nell’organigramma allegato sotto la lettera “a”) vede la presenza dei soci pubblici divisa su tre livelli, come segue:

1. alcuni comuni sono soci direttamente ed esclusivamente di AEB;

2. alcuni comuni sono soci direttamente di AEB nonché di una o più società operative del Gruppo (Gelsia S.r.l., Gelsia Ambiente S.r.l. e RetiPiù S.r.l.);

3. alcuni comuni sono soci direttamente ed esclusivamente di una o più società operative del Gruppo (ed è questa la fattispecie in cui ricade il Comune di Nova Milanese);

ritenuto che:

svolgere attività di controllo delle società operative sottostanti, rendendo altresì più efficaci e incisive le scelte strategiche nonché ottimizzando la catena di creazione del valore;

ritenuto ancora che:

il D.lgs 19/8/16, n.175, recante il Testo unico in materia di società a partecipazione pubblica, contiene un’ampia disciplina in materia di sottoscrizione, acquisto e cessione di partecipazioni sociali da parte delle pubbliche amministrazioni;

stante la natura pubblicistica dei soggetti coinvolti in tali operazioni, per il compimento delle stesse il legislatore è venuto a imporre l’espletamento di procedimenti amministrativi implicanti il rispetto di una pluralità di condizioni volte a garantire i principi di efficienza, efficacia ed economicità dell’attività amministrativa, la cui disciplina è rinvenibile, in via principale, per quanto qui d’interesse, nell’art.5, D.lgs. n.175/16, che sancisce il generale onere di motivazione analitica, e nel successivo art. 8 (acquisto di partecipazioni in società già costituite) del decreto stesso;

il procedimento comune alle diverse fattispecie della costituzione e dell’acquisto delle partecipazioni sociali da parte delle pubbliche amministrazioni (artt. 7 e 8, D.lgs. n.175/16) prevede un onere di motivazione analitica e un obbligo di trasmissione della delibera motivata alla Corte dei conti e all’Autorità garante della concorrenza e del mercato, la cui dettagliata disciplina è contenuta nell’art.5, D.lgs. n.175/16, il quale dispone, nel testo modificato dall’art.6, D.lgs. n.100/17, quanto segue:

«1. A eccezione dei casi in cui la costituzione di una società o l’acquisto di una partecipazione, anche attraverso aumento di capitale, avvenga in conformità a espresse previsioni legislative, l’atto deliberativo di costituzione di una società a partecipazione pubblica, anche nei casi di cui all’articolo 17, o di acquisto di partecipazioni, anche indirette, da parte di amministrazioni pubbliche in società già costituite deve essere analiticamente motivato con riferimento alla necessità della società per il perseguimento delle finalità istituzionali di cui all’articolo 4, evidenziando, altresì, le ragioni e le finalità che giustificano tale scelta, anche sul piano della convenienza economica e della sostenibilità finanziaria nonché di gestione diretta o esternalizzata del servizio affidato. La motivazione deve anche dare conto della compatibilità della scelta con i princìpi di efficienza, di efficacia e di economicità dell’azione amministrativa.

2. L’atto deliberativo di cui al comma 1 dà atto della compatibilità dell’intervento finanziario previsto con le norme dei trattati europei e, in particolare, con la disciplina europea in materia di aiuti di Stato alle imprese. Gli enti locali sottopongono lo schema di atto deliberativo a forme di consultazione pubblica, secondo modalità da essi stessi disciplinate.

3. L’amministrazione invia l’atto deliberativo di costituzione della società o di acquisizione della partecipazione diretta o indiretta alla Corte dei conti, a fini conoscitivi, e all’Autorità garante della concorrenza e del mercato, che può esercitare i poteri di cui all’articolo 21-bis della legge 10 ottobre 1990, n. 287.

4. Ai fini di quanto previsto dal comma 3, per gli atti delle amministrazioni dello Stato e degli enti nazionali sono competenti le Sezioni Riunite in sede di controllo; per gli atti delle regioni e degli enti locali, nonché dei loro enti strumentali, delle università o delle altre istituzioni pubbliche di autonomia aventi sede nella regione, è competente la Sezione regionale di controllo; per gli atti degli enti assoggettati a controllo della Corte dei conti ai sensi della legge 21 marzo 1958, n. 259, è competente la Sezione del controllo sugli enti medesimi».

atteso che:

queste sinergie organizzative, coniugate con il rafforzamento della posizione di controllo di AEB, si tradurranno in miglioramenti della struttura dei costi gestionali derivanti principalmente:

1. dalla gestione unitaria della governance, riducendo i tempi decisionali e così da permettere una maggior incisività delle scelte industriali e un efficientamento delle procedure a esse connesse, nonché un contenimento dei costi operativi per la gestione degli organi di amministrazione, in quanto nelle società operative gli stessi dedicheranno tutto il loro impegno allo sviluppo dei singoli business, una volta ricevute le linee di indirizzo dalla capogruppo;

2. dalla costituzione di una capogruppo che controlla le società operative, così da consolidare la struttura patrimoniale del Gruppo, accrescendone contestualmente il merito creditizio nei confronti del sistema bancario, semplificando le procedure di accesso ai finanziamenti e migliorandone le condizioni con possibili benefici in termini finanziari;

3. dalla nuova conformazione del Gruppo, che semplifica eventuali operazioni di crescita per linee esterne facilitando le attività straordinarie connesse e riducendone anche i costi;

considerato ancora che:

con delibera C.C. n. 53 del 27/12/18 il Comune di Seregno, socio di controllo di AEB, ha già approvato le linee generali dell’operazione sopra descritta;

questo Comune, in quanto titolare di partecipazioni in Gelsia S.r.l., Gelsia Ambiente S.r.l. e RetiPiù S.r.l., è interessato all’operazione;

il processo di razionalizzazione delle partecipazioni di cui sopra determinerà l’accentramento delle stesse in AEB;

AEB è la società capogruppo, pertanto la partecipazione azionaria diretta di questo Comune consentirà di partecipare ai risultati consolidati del Gruppo e alle scelte strategiche e industriali;

è in corso il procedimento di approvazione del nuovo Statuto di AEB nel testo di cui all’Allegato sub “B”;

l’adesione di questo Comune al processo di razionalizzazione delle partecipazioni si rivela, quindi, conveniente dal punto di vista economico in quanto, migliorando la gestione del Gruppo, ne aumenta il valore, consolidando e rafforzando la posizione patrimoniale e finanziaria dello stesso a un tempo, facilitando l’acquisizione di risorse da destinare agli investimenti e allo sviluppo;

sul piano finanziario, la sottoscrizione dell’aumento di capitale, avendo ad oggetto un conferimento di beni in natura, non determinerà l’impiego di risorse finanziarie ed è, dunque, sostenibile sotto tale profilo;

le attività in cui opera il Gruppo AEB sono qualificabili come servizi di interesse generale, e come tali pienamente rientranti tra le finalità istituzionali di cui all’art.4, D.lgs. n.175/16; per tali ragioni il processo di razionalizzazione di cui al presente atto si rende necessario anche per il perseguimento delle finalità istituzionali di questo Ente;

il processo di razionalizzazione di cui al presente atto si ritiene compatibile – oltre che con le norme dei trattati europei e, in particolare, con la disciplina europea in materia di aiuti di Stato alle imprese – anche con il principio di economicità dell’azione amministrativa (nel senso che consente di perseguire gli obiettivi dell’Ente con il minor dispendio di mezzi e risorse) nonché con il principio di efficacia ed efficienza dell’azione amministrativa (in quanto permette di conseguire un miglioramento organizzativo e, per l’effetto, di erogazione dei servizi, sulla scorta delle risorse a disposizione di questo Ente);

visto che l’atto rientra nell’ambito della competenza dell’organo consiliare ai sensi del D.lgs. n.267/2000 e del D.lgs.175/2016;

tenuto conto del parere espresso dall’Organo di revisione ai sensi dell’art. 239, c. 1, lett. b), n. 3), D.lgs. n. 267/2000;

preso atto del parere favorevole ex art. 49, D.lgs. n. 267/2000, espresso dal Dirigente del Settore Gestione del Territorio, in qualità di Responsabile del Servizio Partecipate, in ordine alla regolarità tecnica;

preso atto del parere favorevole ex art. 49, D.lgs. n. 267/2000, espresso dal Dirigente del Servizio Finanziario in ordine alla regolarità contabile;

considerato che la presente proposta deliberativa è stata esaminata dalla competente commissione nella seduta del ;

visto il Decreto Legislativo 19 agosto 2016, n.175 «Testo unico in materia di società a partecipazione pubblica» (G.U.210 del 08/09/2016);

visto il Decreto Legislativo 16 giugno 2017, n. 100 «Disposizioni integrative e correttive al decreto legislativo 19 agosto 2016, n. 175, recante testo unico in materia di societa' a partecipazione pubblica» (G.U. n.147 del 26-6-2017);

vista la Legge 7 agosto 1990, n.241 «Nuove norme in materia di procedimento amministrativo e di diritto di accesso ai documenti amministrativi»;

visto il Decreto Legislativo 18 agosto 2000, n.267 «Testo unico delle leggi sull'ordinamento degli enti locali»;

vista la Deliberazione della Giunta comunale 26 giugno 2013 n.107 «Istituzione Servizio Controlli sulle Societa’ e/o Aziende Partecipate a seguito di riorganizzazione struttura comunale»;

vista la Deliberazione del Consiglio comunale 27 settembre 2017 n.55 «Revisione straordinaria delle partecipazioni societarie detenute dal Comune di Nova Milanese, ai sensi dell’art.24, D.lgs. 19 agosto 2016 n.175 – Ricognizione, verifica dei requisiti e azioni conseguenti»;

vista la Deliberazione del Consiglio comunale 21 dicembre 2018 n.72 «Approvazione acquisizione da Xxxxxx s.r.l. delle partecipazioni societarie in Gelsia Ambiente s.r.l. e in Retipiù s.r.l. a seguito della razionalizzazione del gruppo Aeb/Gelsia e azioni conseguenti »;

vista la Deliberazione del Consiglio comunale 21 dicembre 2018 n.73 «revisione periodica delle partecipazioni societarie detenute dal comune di nova milanese, ai sensi dell’art.20, D.lgs. 19 agosto 2016 n.175 – ricognizione, verifica dei requisiti e azioni conseguenti»;

D E L I B E R A

1. DI APPROVARE le premesse del presente atto ed i relativi allegati quali parti integranti e sostanziali dello stesso;

2. DI APPROVARE l’operazione di razionalizzazione delle partecipazioni del Gruppo AEB mediante aumento di capitale sociale in Ambiente Energia Brianza S.p.A. riservato ai soci pubblici delle società operative (Gelsia S.r.l., Gelsia Ambiente S.r.l. e RetiPiù S.r.l.) da liberare mediante conferimento nella stessa delle partecipazioni detenute da questo Comune in Gelsia S.r.l., Gelsia Ambiente S.r.l., RetiPiù S.r.l.;

3. DI DARE ATTO che lo schema della presente deliberazione è stato sottoposto, dal giorno al

giorno ……………… a consultazione pubblica mediante pubblicazione di avviso sul sito internet istituzionale dell’ente e all’albo pretorio on-line del Comune, così come previsto dall’art.5, c.2, D.lgs. n.175/16;

4. DI DISPORRE, in conformità a quanto previsto dall’art.5, c.3, D.lgs. n.175/16, l’invio della presente deliberazione alla Corte dei conti, a fini conoscitivi, e all’Autorità garante della concorrenza e del mercato, per l’esercizio dei poteri di cui all’articolo 21-bis, L. n.287/90.

5. DI DARE MANDATO al Responsabile del Settore cui fa capo il Servizio Partecipate dell’ente, a sottoscrivere tutti gli atti esecutivi dell’aumento di capitale ed eseguire tutte le attività necessarie in tal senso, fornendo istruzioni ai soggetti delegati coerentemente con quanto sopra;

6. DI TRASMETTERE la presente deliberazione alle società partecipate interessate;

7. DI DICHIARARE, con voti unanimi, la presente deliberazione immediatamente eseguibile ai sensi dell’art.134, c.4, D.lgs. n.267/00.

Allegato A

Comune Nova Milanese Prot. n. 0008933 del 27-03-2019 arrivo Cat.1 Cl.15 F.

Allegato B

TITOLO I - DENOMINAZIONE - SEDE - DURATA - OGGETTO

Art. 1 Denominazione

E' costituita una Società per Azioni a prevalente capitale pubblico locale con la denominazione "AMBIENTE ENERGIA BRIANZA Società per Azioni", in acronimo "AEB S.p.A.".

Art. 2 Sede

1. La Società ha sede in Comune di Seregno (MB), e potrà istituire uffici, filiali, agenzie e rappresentanze in Italia ed all'estero e parimenti sopprimerle.

2. La sede sociale può essere trasferita ad altro indirizzo nell'ambito del medesimo Comune con decisione dei Soci.

Art. 3 Domicilio dei Soci

Il domicilio dei Soci, per quel che concerne i loro rapporti con la Società, si intende eletto a tutti gli effetti all'indirizzo risultante dal libro dei Soci.

Art. 4 Durata

La durata della Società è stabilita fino al 31 (trentuno) dicembre 2050 (duemilacinquanta) e può essere prorogata con deliberazione dell'Assemblea dei Soci.

Art. 5 Oggetto sociale

La società ha per oggetto:

a) l'esercizio, in via diretta e attraverso società ed enti di partecipazione, delle attività nel campo della ricerca, produzione, approvvigionamento, trasporto, trasformazione, distribuzione, vendita, utilizzo e recupero delle energie;

b) l'esercizio, in via diretta e attraverso società ed enti di partecipazione, delle attività nel campo di altri servizi a rete, comprese quelle di installazione, manutenzione, allacciamento e collaudo di impianti di telecomunicazioni, illuminazione pubblica e votiva, nonché l'assunzione di servizi pubblici in genere e lo svolgimento di attività strumentali, connesse e complementari a quelle sopra indicate, ivi compresi servizi in campo della raccolta, trattamento e smaltimento dei rifiuti e dell'igiene urbana ed ambientale in genere;

c) l’esercizio, in via diretta e attraverso società ed enti di partecipazione, delle attività nel campo dei servizi per la salute delle persone, ivi comprese l’approvvigionamento, trasporto, trasformazione, distribuzione, vendita dei prodotti farmaceutici e sanitari e i servizi per le attività sportive, tra i quali la gestione di impianti sportivi, l’organizzazione di corsi di avviamento allo sport e, previo ottenimento delle necessarie autorizzazioni, la gestione di bar interni alle strutture sportive gestite;

d) la prestazione a favore delle società partecipate, direttamente e indirettamente, di servizi tecnici, amministrativi, finanziari, legali, information tecnology;

e) la concessione e l’ottenimento di finanziamenti, sotto qualsiasi forma, nonché la gestione di servizi d’incasso, pagamento e trasferimento di fondi, anche mediante contratti di tesoreria accentrata, a favore delle società partecipate direttamente e indirettamente.

In tali ambiti la società potrà anche svolgere attività di studio, consulenza e progettazione, ad eccezione delle attività per le quali esiste un'espressa riserva di legge.

Comune Nova Milanese Prot. n. 0008933 del 27-03-2019 arrivo Cat.1 Cl.15 F.

La società potrà compiere tutte le operazioni che risulteranno necessarie o utili per il conseguimento degli scopi sociali; tra l'altro potrà porre in essere operazioni immobiliari, mobiliari, commerciali, industriali e finanziarie e quindi qualunque atto collegato al raggiungimento dello scopo sociale, ad eccezione della raccolta di risparmio tra il pubblico e dell'esercizio delle attività riservate dal decreto legislativo 24 febbraio 1998, n. 58.

La società potrà, infine, assumere partecipazioni ed interessenze in altre società o imprese, sia italiane che straniere, aventi oggetto analogo, affine o complementare al proprio e potrà prestare garanzie reali e/o personali per le obbligazioni connesse allo svolgimento dell'attività sociale anche a favore di enti e società controllate e/o collegate.

La Società considera prioritario l'interesse della collettività. Essa attuerà pertanto scelte compatibili con lo sviluppo sostenibile nel rispetto dell'ambiente, della salute e della sicurezza, volte, dove possibile, al risparmio energetico e delle altre risorse naturali, alla promozione dell'uso di energie rinnovabili, alla riduzione dell'inquinamento atmosferico, del suolo e delle acque.

Potrà inoltre prendere in affitto aziende di carattere pubblico o privato o rami di esse o cedere in affitto suoi rami; assumere non ai fini di collocamento ma di stabile investimento e in funzione strumentale al conseguimento dell'oggetto principale della propria attività, partecipazioni in altre Società costituite o costituende aventi oggetto analogo, affine o comunque connesso al proprio.

Infine, sempre allo scopo di realizzare l'oggetto sociale, la Società potrà costituire garanzie ipotecarie e prestare fidejussioni nell'interesse di terzi a favore di Istituti di credito o di enti pubblici o privati, potrà compiere ogni operazione, finanziaria passiva, stipulare in qualità di utilizzatore contratti di locazione finanziaria, anche relativi ad immobili e di lease back, senza o con l'acquisto o la vendita dei beni oggetto dei contratti stessi, il tutto purché non in via prevalente e con esclusione di ogni attività svolta nei confronti del pubblico.

TITOLO II - CAPITALE SOCIALE - OBBLIGAZIONI - TRASFERIMENTI

Art. 6 Capitale sociale

1. Il capitale sociale è di Euro 84.192.200,00 (ottantaquattro milioni centonovantaduemila duecento virgola zero zero) rappresentato da 841.922 (ottocentoquarantunomila novecentoventidue) azioni ordinarie nominative ciascuna del valore nominale di Euro 100,00 (cento virgola zero zero).

Art. 7 Aumenti di capitale sociale

In sede di aumento del capitale, gli azionisti hanno diritto di opzione nella sottoscrizione di azioni di nuova emissione, in relazione al possesso azionario emergente dall'iscrizione nel Libro Soci alla data di deliberazione dell'aumento di capitale.

L'Assemblea ha facoltà di aumentare il capitale anche con emissione, nei limiti di legge, di azioni diverse da quelle ordinarie.

Art. 8 Obbligazioni

La Società potrà emettere obbligazioni anche convertibili, nel rispetto della normativa vigente. Le obbligazioni convertibili dovranno essere nominative.

L’emissione di obbligazioni non convertibili è deliberata dall’organo amministrativo.

Comune Nova Milanese Prot. n. 0008933 del 27-03-2019 arrivo Cat.1 Cl.15 F.

L’Assemblea Straordinaria, su proposta del Consiglio di Amministrazione, determina le condizioni dell’emissione e l’ammontare complessivo dei titoli convertibili da emettere. Il Regolamento relativo all’emissione e alla circolazione di obbligazioni convertibili dovrà rispettare quanto indicato per il gradimento e per il trasferimento di azioni.

La delibera di emissione del prestito obbligazionario deve risultare da verbale redatto da notaio.

Art. 9 Azioni

Le azioni sono nominative ed indivisibili.

La qualità di azionista costituisce, di per sé sola, adesione all'atto costitutivo della Società ed al presente Statuto.

Ogni azione ordinaria dà diritto ad un voto, sia nelle assemblee ordinarie sia in quelle straordinarie, nonché, eventualmente, nelle assemblee riservate ai soli azionisti ordinari.

In mancanza di diversa determinazione all’atto dell’emissione, le azioni privilegiate, che saranno prive del diritto di voto nell'Assemblea ordinaria, avranno il seguente trattamento quanto a profili patrimoniali:

- sull'utile d'esercizio, dedotti gli accantonamenti di cui all'art. 32, verrà preliminarmente assegnato ai titolari delle azioni privilegiate una somma pari ad almeno il 2% del valore nominale delle azioni; la rimanente quota di utili è nella libera disponibilità dell'Assemblea; in ogni caso la quota destinata ad essere distribuita verrà proporzionalmente assegnata a tutte le azioni, comprese le privilegiate;

- in caso di scioglimento della Società, soddisfatti tutti i creditori Sociali, verrà anzitutto distribuita ai titolari di azioni privilegiate una somma pari al valore nominale; successivamente si rimborseranno le azioni ordinarie, fino all'intero valore nominale; l'eventuale residuo sarà ripartito in parti uguali fra tutte le azioni.

Art. 10 Riduzione capitale sociale

L'Assemblea può deliberare la riduzione del capitale, nel rispetto delle normative vigenti, anche mediante assegnazione ai soci di beni e/o di determinate attività Sociali.

Art. 11 Trasferimento di azioni - Diritto di prelazione

1) Ai fini del presente articolo le azioni, i diritti di opzione sulle emittende azioni e le obbligazioni

convertibili sono definiti “titoli”.

2) Il trasferimento di detti titoli è soggetto al diritto di prelazione da parte degli altri soci.

3) Qualora un socio intenda trasferire a terzi, in tutto o in parte, a qualsiasi titolo, anche gratuito e di liberalità, i propri titoli, dovrà previamente, con missiva inviata a mezzo raccomandata A.R. o posta elettronica certificata, informare l’organo amministrativo, specificando il nome del terzo o dei terzi disposti all'acquisto e le condizioni di cessione, tra le quali in particolare, nelle cessioni a titolo oneroso, il prezzo e le modalità di pagamento.

Comune Nova Milanese Prot. n. 0008933 del 27-03-2019 arrivo Cat.1 Cl.15 F.

4) Il Presidente del Consiglio di Amministrazione provvederà a darne comunicazione a tutti i soci entro 10 giorni dal ricevimento.

5) I soci che intendono esercitare il diritto di prelazione, entro 60 giorni dal ricevimento della comunicazione di cui al comma precedente, debbono manifestare, con lettera indirizzata al Presidente del Consiglio di Amministrazione, inviata a mezzo raccomandata A.R o posta elettronica certificata, la propria incondizionata volontà ad acquistare i titoli offerti.

6) Il Presidente del Consiglio di Amministrazione, entro 10 giorni dal ricevimento, provvederà a dare comunicazione all'offerente e a tutti i soci, con lettera inviata a mezzo raccomandata A.R. o posta elettronica certificata, delle proposte di acquisto pervenute.

7) La prelazione dovrà essere esercitata su tutti i titoli offerti. Qualora la prelazione venga esercitata da più soci, l'insieme di tutti i titoli offerti verranno attribuiti ad essi in proporzione alla rispettiva partecipazione al capitale della società.

8) Ferma restando l’applicabilità del diritto di prelazione, nel caso in cui la cessione dei titoli determini la riduzione della partecipazione pubblica al di sotto del 55%, la cessione potrà essere effettuata solo per la parte corrispondente alla differenza tra le partecipazioni pubbliche ed il predetto limite del 55%.

9) Nel caso in cui più soci intendano cedere contemporaneamente, interamente o in parte, le rispettive partecipazioni al capitale sociale, determinando la riduzione della partecipazione pubblica al disotto del 55%, le cessioni potranno essere effettuate solo entro il predetto limite e proporzionalmente alla quota di capitale sociale rispettivamente detenuta.

10) Nel caso in cui il corrispettivo manchi, non sia in denaro o sia considerato eccessivo da parte di chi intende esercitare la prelazione, il corrispettivo verrà determinato da un soggetto estraneo alla società nominato dal Presidente del Tribunale del luogo in cui ha sede la società.

11) Qualora nessun socio eserciti nei termini e con le procedure di cui ai precedenti commi il diritto di prelazione, le azioni e i diritti di opzione saranno liberamente trasferibili, fatto salvo quanto

previsto al precedente comma 8 e all’art. 12, purché a condizioni non inferiori a quelle indicate

nell'offerta.

12) Ricorrendo il caso di cui al precedente comma 11), il Presidente del Consiglio di Amministrazione, senza indugio, comunicherà al socio che intende cedere i titoli, che non è stato esercitato il diritto di prelazione da parte dei soci e che quindi, ai sensi dell’art. 12 del presente statuto, può inoltrare richiesta per l’espressione del gradimento da parte del Consiglio di Amministrazione.

Art. 12 Diritto di gradimento

Comune Nova Milanese Prot. n. 0008933 del 27-03-2019 arrivo Cat.1 Cl.15 F.

1. Salve e impregiudicate le disposizioni di cui al precedente articolo 11), il trasferimento a terzi non soci delle azioni, dei diritti di opzione ad esse inerenti e delle obbligazioni convertibili e la costituzione di diritti reali o di garanzia sulle stesse, non produce effetti nei confronti della società se non con il preventivo gradimento del Consiglio di Amministrazione, che dovrà essere chiesto dall’azionista cedente mediante lettera inviata mezzo raccomandata A.R. o posta elettronica certificata.

2. Il gradimento potrà essere rifiutato:

- a soggetti che si trovino in posizioni di concorrenza o di conflitto di interessi con la società;

- a soggetti che risultino insolventi o inadempienti ad obblighi ed impegni, specie se contratti nei confronti di enti pubblici;

- a soggetti il cui ingresso nella compagine sociale, per condizioni oggettive o per l’attività dagli

stessi svolta, possa risultare pregiudizievole per la società.

Il gradimento dovrà essere in ogni caso negato, in tutto o in parte, nell’ipotesi in cui determini il

venire meno della partecipazione pubblica prevalente, pari ad almeno il 55% del capitale sociale.

3. L'eventuale mancato gradimento dovrà essere sempre motivato e comunicato, con lettera inviata a mezzo raccomandata A.R. o posta elettronica certificata, dal Presidente del Consiglio di Amministrazione, entro 60 (sessanta) giorni dalla richiesta di gradimento. In caso di mancata comunicazione, il gradimento si intenderà concesso.

Qualora il gradimento venga negato, il socio che intende alienare le proprie azioni potrà recedere dalla società. La quota di liquidazione sarà determinata secondo le modalità e nella misura di cui all’art. 2437 ter del Codice Civile.

Art. 13 Assemblea

TITOLO III – ASSEMBLEA

L'Assemblea, legalmente convocata e regolarmente costituita, rappresenta l'universalità dei Soci e le sue deliberazioni, prese in conformità alla legge ed al presente statuto, obbligano tutti i Soci.

L'Assemblea è ordinaria o straordinaria a sensi di legge.

Essa può essere convocata anche fuori dalla sede sociale, purché in Italia.

L'Assemblea è convocata in xxx xxxxxxxxx, xxxxxx una volta l'anno, entro 120 giorni dalla chiusura dell'esercizio. Tale termine può essere portato a 180 giorni dal Consiglio di Amministrazione quando particolari esigenze relative alla struttura e all’oggetto della società lo richiedano.

L'Assemblea può comunque essere convocata, in via ordinaria o straordinaria, ogni qualvolta il Consiglio di Amministrazione lo ritenga opportuno, nonché in tutti i casi previsti dalla legge.

L'Assemblea delibera sugli oggetti riservati alla sua competenza dalla Legge e dal presente Statuto.

Art. 14 Convocazione

Comune Nova Milanese Prot. n. 0008933 del 27-03-2019 arrivo Cat.1 Cl.15 F.

L'Assemblea è convocata dal Consiglio di Amministrazione nella sede sociale o in diverso luogo, purché in Italia, il quale verrà indicato nell'avviso di convocazione da pubblicarsi, nelle forme di legge, sulla Gazzetta Ufficiale almeno 15 giorni prima dell'adunanza.

L’Assemblea può comunque essere convocata mediante avviso comunicato ai soci con mezzi che ne garantiscano la prova dell’avvenuto ricevimento almeno otto giorni prima di quello fissato per l’Assemblea.

L'avviso dovrà contenere l'indicazione del giorno, dell'ora e del luogo di convocazione, nonché l'elenco delle materie da trattare. L'Assemblea è validamente costituita, anche se non sono state osservate le modalità di convocazione, quando sia intervenuta la maggioranza degli amministratori in carica, dei sindaci effettivi e sia rappresentato l'intero capitale Sociale. Tuttavia, in tale ipotesi, ciascuno degli intervenuti può opporsi alla discussione degli argomenti sui quali non si ritenga sufficientemente informato. Nell’ipotesi di cui sopra dovrà essere data tempestiva comunicazione delle deliberazioni assunte ai componenti degli organi amministrativi e di controllo non presenti.

Art. 15 Partecipazione

Hanno diritto di intervenire all'Assemblea gli azionisti a cui spetta il diritto di voto.

Ogni azionista può farsi rappresentare nell'Assemblea ai sensi delle disposizioni di legge vigenti. Gli azionisti hanno diritto ad un voto per ogni azione avente diritto di voto.

Al Presidente dell'Assemblea fa carico ogni accertamento in ordine al diritto di intervento, all’identità e la legittimazione degli intervenuti, al diritto di voto e alla regolarità delle deleghe nonché la proclamazione dei risultati delle votazioni.

Art. 16 Presidenza e Segreteria

L'Assemblea è presieduta dal Presidente del Consiglio di Amministrazione o, in sua assenza, da altra persona delegata dal Consiglio di Amministrazione, o in ultima ipotesi da persona eletta con il voto della maggioranza dei presenti.

Il Presidente verifica la regolare costituzione dell'Assemblea nonché la sua idoneità a deliberare e ne dirige la discussione e le operazioni di voto, sottoscrivendo per ciascuna seduta il relativo

verbale unitamente al segretario, che ne cura la trascrizione sull'apposito libro dei verbali delle assemblee.

L’assistenza del segretario non è necessaria quando il verbale dell’Assemblea è redatto da un

Notaio.

Art. 17 Costituzione e deliberazioni

1. In prima convocazione l'Assemblea ordinaria è regolarmente costituita con la presenza di tanti azionisti che, in proprio o per delega, rappresentino almeno i due terzi di capitale sociale e delibera con i quorum previsti dalle disposizioni di legge vigenti.

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2. In seconda convocazione l'Assemblea ordinaria delibera qualunque sia la parte del capitale rappresentata dai Soci intervenuti.

3. Le deliberazioni dell'Assemblea straordinaria sono prese col voto favorevole di tanti Soci che, in proprio o per delega, rappresentino la maggioranza richiesta dalla legge.

Art. 18 Poteri dell'Assemblea

L'Assemblea ordinaria delibera sulle materie previste per legge, ivi compresa la nomina dell’Organo Amministrativo, del Presidente Consiglio di Amministrazione e del Collegio Sindacale. Inoltre (entro il mese di ottobre) esamina e delibera gli indirizzi strategici della Società e delle sue controllate.

TITOLO IV – AMMINISTRAZIONE

Art. 19 Consiglio di Amministrazione

1. La Società è amministrata da un Consiglio di Amministrazione composto da 3 (tre) o da 5 (cinque) membri, assicurando il rispetto delle disposizioni di legge e regolamentari vigenti in materia di equilibrio di genere.

2. I componenti del Consiglio di Amministrazione durano in carica per un periodo di tempo determinato specificatamente dall’Assemblea al tempo della nomina e comunque non oltre tre esercizi sociali (salvo sempre la revoca o dimissioni) e scadono alla data dell’Assemblea convocata per l’approvazione del bilancio relativo all’ultimo esercizio della loro carica. In ogni caso gli Amministratori sono rieleggibili.

3. L’assunzione della carica di Amministratore è subordinata al possesso dei requisiti previsti dalla disciplina normativa e regolamentare vigente in materia.

Art. 20 Nomina del Consiglio di Amministrazione

1. L'intero Consiglio di Amministrazione viene nominato sulla base di liste presentate dai soci, nelle quali i candidati dovranno essere elencati mediante numero progressivo.

2. Avranno diritto di presentare le liste soltanto i soci che da soli o insieme ad altri soci detengano, alla data di presentazione della lista, un numero di azioni che rappresentino almeno il 5% (cinque

per cento) del capitale sociale ("Quota di Partecipazione").

3. Ogni socio può presentare (o concorrere a presentare) e votare una sola lista. Devono inoltre presentare (o concorrere a presentare) e votare una sola lista: (i) i soci appartenenti ad uno stesso Gruppo (per tale intendendosi le società controllate, controllanti, e soggette al medesimo controllo);

(ii) i soci aderenti ad accordi o patti aventi ad oggetto azioni della Società; (iii) i soci che siano altrimenti collegati tra loro in forza di rapporti di collegamento rilevanti ai sensi delle vigenti disposizioni legislative e regolamentari applicabili. In caso di violazione da parte di uno o più soci della precedente disposizione, non si terrà conto dell'appoggio dato ad alcuna delle liste, né dei voti favorevoli espressi a favore di alcuna delle liste da parte di detto/i socio/i.

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4. Le liste dei candidati, sottoscritte dai soci che le presentano e corredate dalla documentazione prevista dal presente Statuto, dovranno essere depositate presso la sede della Società almeno due giorni prima della Assemblea, il termine di presentazione delle liste dovrà essere indicato nell'avviso di convocazione dell'Assemblea chiamata a deliberare sulla nomina del Consiglio di Amministrazione. Il deposito della lista dei candidati sarà valido anche per le convocazioni dell'Assemblea successive alla prima.

5. Ogni candidato può candidarsi in una sola lista, a pena di ineleggibilità.

6. I candidati di ciascuna lista dovranno essere ordinati mediante numero progressivo e alternati per genere (maschile o femminile). In ogni lista i candidati del genere meno rappresentato non possono essere inferiori ad un terzo di tutti i candidati presenti in lista. Sono ammesse liste con un unico candidato.

7. I candidati di ciascuna lista dovranno essere dotati di qualificata e comprovata competenza professionale per titoli di studio acquisiti, per funzioni svolte ed esperienze maturate presso aziende pubbliche o private o per attività di lavoro, anche libero professionali, che abbiano consentito di acquisire significative capacità di gestione tecnico-amministrativa di problematiche complesse.

8. Unitamente a ciascuna lista, dovrà essere, altresì, depositato presso la sede sociale, entro il termine indicato al precedente quarto paragrafo, quanto segue:

(i) l'elenco dei soci che presentano la lista, con indicazione del loro nome, ragione sociale o denominazione, della sede, del numero di iscrizione nel Registro delle Imprese o equipollente e della percentuale del capitale sociale rappresentato dalle azioni da essi complessivamente detenute alla data di presentazione della lista.

(ii) il curriculum vitae di ciascun candidato;

(iii) la dichiarazione con la quale il singolo candidato accetta la propria candidatura e attesta, sotto la propria responsabilità, l'inesistenza di cause di ineleggibilità, incompatibilità e di decadenza e il possesso dei requisiti di onorabilità e professionalità prescritti dalle disposizioni di legge e/o

regolamentari vigenti e dal presente Statuto al precedente punto 7, applicabili per ricoprire la carica di amministratore della Società.

9. La lista dei candidati per la quale non siano state osservate le prescrizioni dei paragrafi precedenti si considera come non presentata.

10. Qualora sia stata presentata una sola lista o non venga presentata alcuna lista, l'Assemblea delibera a maggioranza del capitale sociale in conformità alle disposizioni di legge, fermo restando l’obbligo di garantire un Consigliere ai soci di minoranza ed il rispetto dell'equilibrio tra generi.

11. Qualora, invece, vengano presentate due o più liste all'elezione del Consiglio di Amministrazione si procederà come segue:

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a) i voti ottenuti da ciascuna lista saranno divisi per uno, due, tre, quattro, ecc. fino ad un numero pari a quello dei candidati in lista;

b) i quozienti ottenuti saranno assegnati progressivamente ai candidati di ciascuna lista, nell’ordine

dalla stessa previsto e verranno disposti in graduatoria decrescente;

c) risulteranno eletti coloro che otterranno i quozienti più elevati;

d) in caso di parità di quoziente risulterà eletto il candidato della lista che abbia ottenuto il maggior numero di voti e, a parità di voti, il più anziano di età.

È fatto salvo l’obbligo di garantire un Consigliere ai soci di minoranza e l'equilibrio tra generi nel

rispetto delle applicabili disposizioni di legge e di regolamento.

12. Se al termine della votazione non risultassero rispettate le prescrizioni di legge e di regolamento inerenti l'equilibrio tra genere maschile e genere femminile, verrà escluso il candidato del genere più rappresentato eletto come ultimo in ordine progressivo dalla lista che avrà ottenuto il maggior numero di voti e sarà sostituito dal primo candidato non eletto, tratto dalla medesima lista, appartenente all'altro genere. A tale sostituzione si procederà sino a che saranno eletti un numero di candidati pari almeno a un terzo degli amministratori eletti (con arrotondamento per eccesso):

(i) di genere femminile, qualora più di due terzi degli amministratori eletti (con arrotondamento per difetto) sia di genere maschile;

(ii) di genere maschile, qualora più di due terzi degli amministratori eletti (con arrotondamento per difetto) sia di genere femminile.

13. Qualora nel corso dell'esercizio venga a mancare, per qualsiasi motivo, uno o più Amministratori e sempreché tale cessazione non faccia venire meno la maggioranza degli Amministratori eletti dall'Assemblea, si procede come segue:

(i) il Consiglio di Amministrazione provvede alla sostituzione degli Amministratori cessati mediante cooptazione, ai sensi dell'articolo 2386 del Codice Civile, e provvede a sostituire gli Amministratori cessati con i primi candidati non eletti appartenenti alla medesima lista, purché

siano ancora eleggibili e disposti ad accettare la carica, fermo restando che devono essere rispettate le applicabili disposizioni in materia di equilibrio tra genere. Gli Amministratori così nominati restano in carica fino alla prima Assemblea;

(ii) Qualora la lista dell’Amministratore dimissionario abbia esaurito i canditati disponibili o questi non permettano il rispetto delle disposizioni in materia di equilibrio tra genere, il Consiglio provvede a convocare l’Assemblea per la nomina dei nuovi Amministratori nel rispetto dei criteri di rappresentatività tra Amministratori di Maggioranza e Amministratore di Minoranza.

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14. Se per dimissioni o per altre cause viene a mancare la maggioranza dei Consiglieri, si intende decaduto l'intero Consiglio di Amministrazione e l’Amministratore rimasto in carica convocherà senza indugio l'Assemblea per la nomina del nuovo Consiglio di Amministrazione.

15. Se per dimissioni o per altre cause vengono a mancare tutti gli Amministratori, l’Assemblea per la nomina del nuovo Consiglio di Amministrazione deve essere convocata d’urgenza dal Presidente del Collegio Sindacale, il quale può compiere nel frattempo gli atti di ordinaria amministrazione. Art. 21 Divieto di concorrenza

1. Si applica agli Amministratori il divieto di concorrenza di cui all'articolo 2390 del Codice Civile.

2. Non costituisce causa di incompatibilità con la qualità di membro del Consiglio di Amministrazione della Società il rivestire tale qualità anche in Società controllanti, controllate o partecipate.

Art. 22 Poteri del Consiglio di Amministrazione

1. Il Consiglio di Amministrazione è investito dei poteri per l'amministrazione ordinaria e straordinaria della Società e gli sono riconosciute tutte le facoltà e i poteri per il raggiungimento degli scopi sociali, salvo quanto previsto dalla legge e dallo Statuto.

2. Al Presidente del Consiglio di Amministrazione spettano i poteri di cui all'art. 2381 del Codice

Civile, salva l’eventuale attribuzione di deleghe ove preventivamente autorizzata dall'Assemblea.

3. Il Consiglio può eleggere un Amministratore Delegato con attribuzione dei poteri per l'ordinaria amministrazione e/o nominare un Direttore Generale con attribuzione di procure per l'ordinaria amministrazione.

4. L’Amministratore Delegato e il Direttore Generale, informato il Consiglio di Amministrazione, possono attribuire procure a Dirigenti e impiegati direttivi della Società, nell’ambito delle specifiche loro competenze.

5. Salvo quanto precede, il Consiglio di Amministrazione può conferire ai Consiglieri poteri/procure aventi ad oggetto singoli atti o specifiche categorie di atti.

6. Non possono essere comunque delegate le attribuzioni indicate nell'art. 2381, 4° comma, del Codice Civile.

7. Al Consiglio di Amministrazione spetta comunque il potere di controllo e di avocare a sé le operazioni rientranti nella delega, oltre che il potere di revocare le deleghe.

8. Gli organi delegati riferiscono al Consiglio di Amministrazione e al Collegio Sindacale con periodicità almeno trimestrale.

9. Non è consentita la nomina di Vice Presidenti e l’istituzione di organi diversi da quelli previsti

dalle norme generali in tema di Società.

Art. 23 Validità delle deliberazioni

Comune Nova Milanese Prot. n. 0008933 del 27-03-2019 arrivo Cat.1 Cl.15 F.

Per la validità delle deliberazioni del Consiglio di Amministrazione è necessaria la presenza effettiva della maggioranza dei Consiglieri in carica ed il voto favorevole della maggioranza assoluta dei Consiglieri presenti. In caso di parità, prevale il voto del Presidente.

Art. 24 Compensi degli Amministratori e rimborso spese

1. Ai membri del Consiglio di Amministrazione spettano, nei limiti previsti dalle vigenti leggi, il rimborso delle spese sostenute per ragione del loro ufficio ed un compenso che verrà deliberato dall'Assemblea all'atto della nomina o successivamente e resterà invariato fino a nuova deliberazione dell'Assemblea stessa.

2. La remunerazione degli Amministratori investiti di particolari cariche in conformità dello Statuto è stabilita dal Consiglio di Amministrazione, sentito il parere del Collegio Sindacale, sulla base dei criteri eventualmente fissati dall'Assemblea nel rispetto dei limiti previsti dalle vigenti leggi.

3. È in ogni caso fatto divieto di corrispondere agli Amministratori gettoni di presenza o premi di risultato deliberati dopo lo svolgimento dell’attività, oltre che di riconoscere trattamenti di fine mandato.

4. L’Amministratore chiamato a sostituire il Presidente in caso di assenza o impedimento non ha diritto a percepire compensi aggiuntivi.

Art. 25 Riunioni del Consiglio di Amministrazione

1. Il Consiglio di Amministrazione è convocato dal Presidente ogni qualvolta questi ne ravvisi la necessità o quando ne sia fatta richiesta scritta da almeno due componenti o dal Collegio Sindacale; in ogni caso il Consiglio di Amministrazione deve essere convocato almeno una volta al trimestre. In caso di assenza o impedimento del Presidente, la convocazione è disposta dal Consigliere più anziano.

2. Le adunanze del Consiglio e le sue deliberazioni sono valide, anche senza convocazione formale, quando intervengono tutti i consiglieri in carica e i sindaci effettivi.

3. II Consiglio di Amministrazione, di norma, è convocato presso la sede sociale e, comunque, nel territorio nazionale.

4. L'avviso di convocazione, con l'indicazione delle materie da trattare e l'indicazione del luogo ove

si terrà la riunione del Consiglio, deve essere recapitato a ciascun Consigliere ed a ciascun componente del Collegio Sindacale, almeno tre giorni prima della data fissata per l'adunanza anche a mezzo fax o posta elettronica o telegramma. In caso di urgenza, l'avviso può essere recapitato 24 (ventiquattro) ore prima della riunione.

5. Le riunioni del Consiglio di Amministrazione si possono svolgere anche per audioconferenza o videoconferenza, alle seguenti condizioni di cui si darà atto nei relativi verbali:

a) che sia consentito al presidente della riunione di accertare l'identità degli intervenuti, regolare lo svolgimento della riunione, constatare e proclamare i risultati della votazione;

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b) che sia consentito al soggetto verbalizzante di percepire adeguatamente gli eventi della riunione oggetto di verbalizzazione;

c) che sia consentito agli intervenuti di partecipare alla discussione ed alla votazione simultanea sugli argomenti all'ordine del giorno, nonché di visionare, ricevere o trasmettere documenti.

6. Alle riunioni del Consiglio di Amministrazione partecipa di diritto il Direttore Generale.

Art. 26 Verbale delle riunioni

Le deliberazioni del Consiglio di Amministrazione risultano dai verbali firmati dal Presidente e dal Segretario della seduta e sono trascritte sul "Libro dei verbali delle adunanze del Consiglio di Amministrazione", tenuto a norma di legge.

Art. 27 Amministratore Unico

1. In alternativa al Consiglio di Amministrazione e nel rispetto delle vigenti normative, l’amministrazione della Società può essere affidata a un Amministratore Unico, al quale spettano i poteri e le facoltà che il presente Statuto attribuisce al Consiglio di Amministrazione e al suo Presidente.

2. Se per dimissioni o per altre cause viene a mancare l’Amministratore Unico, l’Assemblea per la nomina del nuovo Organo di Amministrazione deve essere convocata d’urgenza dal Presidente del Xxxxxxxx Xxxxxxxxx; il Collegio Sindacale può compiere nel frattempo gli atti di ordinaria amministrazione.

Art. 28 Rappresentanza della Società

1. La rappresentanza della Società e la firma sociale spetta al Presidente del Consiglio di Amministrazione, all'Amministratore Delegato e al Direttore Generale, se nominati, per tutti i poteri/attribuzioni conferiti a norma dell'art. 22, commi 3 e 4.

In particolare, al Presidente del Consiglio di Amministrazione compete la rappresentanza della Società nelle seguenti materie:

a) rapporti con tutte le Autorità istituzionali, economiche e sociali del territorio;

b) rapporti con i Soci;

c) rapporti con le Società controllate, controllanti, collegate e partecipate, con facoltà di partecipare alle Assemblee ordinarie e straordinarie delle stesse.

2. Per la partecipazione alle Assemblee straordinarie delle predette Società, il Presidente dovrà acquisire preventivo indirizzo da parte del Consiglio di Amministrazione.

3. Al Presidente del Consiglio di Amministrazione spetta altresì la rappresentanza legale in giudizio della Società.

TITOLO V - COLLEGIO SINDACALE

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Art. 29 Collegio Sindacale

1. L’Assemblea nomina un Collegio Sindacale, composto da tre membri effettivi e da due supplenti, che durano in carica tre esercizi e scadono alla data dell'Assemblea convocata per l'approvazione del bilancio relativo al terzo esercizio della carica e sono rieleggibili una sola volta.

2. I componenti dell’Organo di Controllo devono essere scelti fra gli iscritti nel registro dei Revisori Legali.

3. Non può essere nominato quale componente dell’Organo di Controllo e, se nominato, decade

immediatamente chi:

a) è interdetto;

b) è inabilitato;

c) è fallito;

d) è stato condannato ad una pena che importa l'interdizione, anche temporanea, dai pubblici

uffici o l’incapacità ad esercitare uffici direttivi;

e) è amministratore di AEB S.p.A.;

f) è amministratore delle società controllate da AEB S.p.A., delle società che la controllano e di quelle sottoposte a comune controllo;

g) è amministratore di società partecipate da AEB S.p.A.;

h) è coniuge, parente o affine entro il quarto grado degli amministratori di AEB S.p.A.;

i) è coniuge, parente o affine entro il quarto grado degli amministratori delle società controllate da AEB S.p.A., delle società che la controllano e di quelle sottoposte a comune controllo;

j) è coniuge, parente o affine entro il quarto grado degli amministratori delle società partecipate da AEB S.p.A.;

k) è legato ad AEB S.p.A., alle società da questa controllate, alle società che la controllano, a quelle sottoposte a comune controllo e a quelle partecipate da un rapporto di lavoro o da un rapporto continuativo di consulenza o di prestazione d’opera retribuita, ovvero da altri rapporti di natura patrimoniale che ne compromettano l’indipendenza.

4. Il compenso da corrispondere ai componenti dell’Organo di Controllo è determinato

dall'Assemblea all'atto della nomina. È in ogni caso fatto divieto di corrispondere gettoni di presenza o trattamenti di fine mandato.

5. All’Organo di Controllo competono le funzioni di cui dall’art. 2403 Codice Civile.

6. In tema di responsabilità, all’Organo di Controllo, si applicano i parametri di diligenza e presupposti previsti dall’art. 2407 del Codice Civile.

7. La sostituzione dei membri de Collegio Sindacale è regolata dall’art. 2401 del Codice Civile.

Art. 30 Revisione legale

1. Il controllo contabile e la revisione annuale sul bilancio della società è esercitato da un revisore contabile o da una società di revisione iscritti presso il registro istituito a norma di legge.

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2. Il revisore o la società di revisione, anche mediante scambi di informazioni con il Collegio Sindacale:

- verifica nel corso dell’esercizio sociale, con periodicità almeno trimestrale, la regolare tenuta della

contabilità sociale e la corretta rilevazione nelle scritture contabili dei fatti di gestione;

- verifica se il bilancio di esercizio e, ove redatto, il bilancio consolidato corrispondono alle risultanze delle scritture contabili e degli accertamenti eseguiti e se sono conformi alle norme che li disciplinano;

- esprime con apposita relazione un giudizio sul bilancio di esercizio e sul bilancio consolidato, ove redatto.

3. L’assemblea, nel nominare il revisore o la società di revisione, deve anche determinarne il

corrispettivo per tutta la durata dell’incarico, che non può eccedere i tre esercizi sociali.

4. Il revisore o la società di revisione debbono possedere per tutta la durata del loro mandato i requisiti di legge. In difetto essi sono ineleggibili o decadono di diritto. In caso di decadenza, gli amministratori sono tenuti a convocare senza indugio l’assemblea, per la nomina di un nuovo revisore o di una nuova società di revisione.

5. Il revisore o la società di revisione cessano dal proprio ufficio con l’approvazione del bilancio del loro ultimo esercizio sociale e sono rieleggibili.

6. La carica di revisore della Società è compatibile con la medesima carica ricoperta in altra società facente parte dello stesso Gruppo societario.

TITOLO VI - BILANCIO E UTILI

Art. 31 Esercizi sociali e bilancio

1. L'esercizio sociale si chiude al trentuno dicembre di ogni anno.

2. Alla chiusura di ogni esercizio il Consiglio di Amministrazione provvede, nei modi e nei termini di legge, alla predisposizione del bilancio della Società da sottoporre all'Assemblea dei Soci.

Art. 32 Utili

Gli utili d'esercizio saranno ripartiti nel modo seguente:

- in misura non inferiore al 5% (cinque per cento) alla riserva legale, finché questa non abbia raggiunto il limite di un quinto del capitale sociale;

- il 15% (quindici per cento) alla riserva statutaria;

- il residuo, escluso il dividendo minimo garantito alle azioni privilegiate, è attribuito ai Soci in proporzione del capitale sociale posseduto e verrà distribuito secondo le deliberazioni dell'Assemblea.

TITOLO VII - SCIOGLIMENTO E LIQUIDAZIONE DELLA SOCIETA'

Art. 33 Scioglimento e liquidazione

Comune Nova Milanese Prot. n. 0008933 del 27-03-2019 arrivo Cat.1 Cl.15 F.

Lo scioglimento e la liquidazione della Società avverranno nei casi e secondo le modalità di legge. L'Assemblea delibera sulla nomina del liquidatore e sui poteri da conferirgli. Competerà comunque all'Assemblea dei Soci indicare le modalità di gestione dei servizi affidati alla Società durante la fase di liquidazione.

Art. 34 Clausola arbitrale

1. Qualunque controversia insorga tra i Soci e la Società, fra i Soci tra loro e fra questi e gli organi sociali od i liquidatori della Società che abbiano ad oggetto diritti disponibili relativi al rapporto sociale, con eccezione delle materie riservate inderogabilmente dalla legge alla cognizione del Giudice ordinario o a quella esclusiva del Giudice amministrativo nonché a quelle nelle quali la legge prevede l'intervento obbligatorio del Pubblico Ministero, sarà sottoposta al giudizio di un Collegio di tre arbitri nominati dal Presidente del Tribunale di Monza, il quale dovrà provvedere alla nomina entro 30 (trenta) giorni dalla richiesta fatta dalla parte più diligente.

2. Il Collegio arbitrale giudicherà ritualmente e secondo diritto.

3. La sede dell'arbitrato sarà presso la sede della Società.

4. I soggetti di cui trattasi, prima di assumere l'incarico definitivo, dovranno concordare con le parti i propri compensi e spese.

TITOLO VIII - RESPONSABILITA' TRIBUTARIA

Art. 35 Responsabilità tributarie

Ai sensi di legge l'Assemblea può liberare gli amministratori da eventuali sanzioni tributarie così come l’Organo Amministrativo può liberare i dipendenti con compiti di responsabilità a ricaduta tributaria dalle stesse sanzioni, salvo i casi di dolo e colpa grave.

TITOLO IX - DISPOSIZIONI FINALI

Art. 36 Disposizioni finali

1. Per tutto quanto non regolato dal presente Statuto si applicano le disposizioni di legge in materia.

BILANCIO CONSOLIDATO 2017

G R U P P O

INDICE

Lettera ai soci 3

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

RELAZIONE SULLA GESTIONE

Dati di sintesi del Gruppo

Compagine societaria del Gruppo 6

Composizione del Gruppo 8

Attività di interesse del Gruppo 10

Aree geografiche di attività 11

Scenario e mercato

Normativa servizi pubblici 12

Andamento del mercato 12

Evoluzione della regolazione ed impatti sulle attività di interesse della società

Vendita gas metano ed energia elettrica 20

Distribuzione gas metano 31

Igiene ambientale 34

Farmacie 35

Cogenerazione, micro cogenerazione, teleriscaldamento, gestione calore e fotovoltaico 35

Trasporto energia elettrica 37

Illuminazione pubblica 40

Altre attività 40

Centro Sportivo 40

Illuminazione Votiva 40

Fibra ottica 40

Andamento della gestione

Dati di sintesi della capogruppo e delle società consolidate integralmente 40

Sintesi economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo 43

Sintesi Relazione di Governo e Performance del Gruppo 47

Corporate governance 47

Sistema di controlli interni 49

Programma di valutazione del rischio crisi aziendale 50

Indicatori (art. 6, comma 2, D.lgs 175/2016) 51

Indicatori di risultato (art. 2428, comma 2, c.c.) 53

Ulteriori informazioni utili 53

Evoluzione prevedibile della gestione 54

Prospetti di bilancio

Situazione Patrimoniale - Finanziaria 58

Conto Economico Complessivo 63

Rendiconto finanziario 66

Prospetto delle variazioni del Patrimonio Netto 71

Note esplicative

1 Informazioni societarie 74

2 Appartenenza ad un Gruppo 74

3 Dichiarazione di conformità e criteri di redazione 75

4 Applicazione dei principi contabili internazionali 75

5 Criteri di consolidamento 76

6 Principi contabili e criteri di valutazione adottati 76

7 Commenti alle principali voci di bilancio 87

8 Rapporti con soggetti controllanti 117

9 Eventi di rilievo verificatosi durante l’esercizio 117

10 Eventi di rilievo verificatosi dopo la chiusura del bilancio 122

11 Impegni contrattuali e garanzie 124

12 Compenso amministratori, sindaci e società di revisione 125

ALLEGATI

A Relazione del Collegio Sindacale 127

B Relazione della Società di Revisione 133

G R U P P O

LETTERA AI SOCI

Signori Azionisti,

il consolidato 2017 evidenzia un Gruppo che è riuscito, al netto dei risultati non ricorrenti, a consolidare i risultati eco- nomici del 2016 e migliorare ulteriormente l’EBITDA e la Posizione Finanziaria Netta passata da un saldo di 18 milioni di euro a 11 milioni di euro (miglioramento del 40% circa). Andando ad analizzare sinteticamente i dati del Gruppo, sotto riportati, possiamo essere soddisfatti, anche perché contemporaneamente il Gruppo è riuscito ad aumentare la distribuzione di dividendi.

SINTESI 2017 (Euro /000)	CONSOLIDATO GRUPPO AEB - GELSIA
DATI ECONOMICI	2017	2016	DELTA
Fatturato	211.894	218.214	-6.320
Valore aggiunto	67.560	67.429	131
EBITDA	37.242	37.131	111
Risultato netto	11.885	13.429	-1.544
DATI PATRIMONIALI E FINANZIARI
Patrimonio netto	229.754	222.989	6.765
PFN da gestione corrente	13.335	10.965	2.370
PFN da gestione non corrente e mutui	-24.262	-29.060	4.798
PERSONALE
Numero medio dipendenti	582,27	576,95	5,32
PERSONALE
Investimenti	14.151	12.990	1.161

Per l’ennesimo anno gli investimenti sono stati finanziati da mezzi propri senza ricorrere ad istituti finanziari. Analizzando sommariamente i settori di interesse si rileva un contenimento dei risultati, rispetto ai dati 2016 particolarmente brillanti, nei settori vendita, ambiente, gestione impianti e un incremento nei settori farmacie e reti. Il contenimento dei settori ven- dite e gestione impianti è dovuto ad un intervento dell’Autorità sulle tariffe per i clienti in tutela, alle condizioni climatiche che hanno determinato una riduzione dei quantitativi venduti, al completamento del periodo di godimento dei certificati verdi. Gli sforzi profusi hanno permesso di garantire una prospettiva di sviluppo per il settore ambientale che, nonostante le molteplici vicissitudini e le incertezze normative, ha visto il completarsi della celebrazione della gara a doppio oggetto e l’individuazione di un partner industriale che nel settore ambientale non ha rivali nel Nord Italia. Non è stato possibile invece finalizzare la partnership nel settore energetico con il Gruppo Ascopiave, sia per l’evoluzione normativa che richiede la ricerca di partner strategici tramite percorsi pubblicistici che per valutazioni interne ai due Gruppi.

È possibile, nel corso del 2018, verificare la realizzabilità degli altri due obiettivi strategici previsti dal piano triennale:

• aggregare altre aziende pubbliche della Brianza che gestiscono farmacie in modo da costituire un quarto polo operativo del Gruppo;

• verificare la possibilità del Gruppo di quotarsi in Borsa per acquisire liquidità per lo sviluppo futuro ed eliminare i vincoli che spesso limitano l’operatività del Gruppo rispetto alla concorrenza.

Riguardo al prossimo futuro il giorno 10 marzo 2018 il Gruppo ha presentato ai Soci le linee strategiche di sviluppo del Piano Industriale che condurrà il Gruppo AEB-Gelsia al traguardo delle sfide del mercato nel prossimo quinquennio (2018- 2022). L’incontro che ha riguardato tutti i soci del Gruppo, aveva come obiettivo principale verificarne la condivisione rispetto:

• all’impegno ad investire nel prossimo quinquennio 250 milioni di euro per rafforzare i core business del Gruppo e favorire lo sviluppo nei settori a valore aggiunto delle Smart City e delle reti intelligenti, in ottica Industria 4.0;

• alla realizzazione di un Piano di digitalizzazione riguardante asset e processi aziendali per ridurre i costi operativi e liberare nuove risorse per la crescita;

• alla riorganizzazione di AEB S.p.A. per rafforzarne il ruolo di holding e conferire le attività operative alle società controllate/partecipate;

• alla acquisizione di piccole realtà locali per inglobare competenze strategiche, ampliare il portafoglio di concessioni/ clienti e completare la filiera della gestione dei rifiuti;

• al reperimento, tramite Borsa italiana, di una parte consistente delle risorse finanziarie necessarie a traguardare gli obiettivi ambiziosi sopra indicati e cogliere al meglio le future opportunità;

• al mantenimento, nel quinquennio 2018-2022, della politica dei dividendi con pay-out del 50% sull’utile.

È utile ricordare le tante iniziative, anche sociali, che il Gruppo ha sostenuto con progetti dedicati al territorio e con spon- sorizzazioni culturali, sportive e sociali, elementi distintivi dei Gruppi legati al territorio e di proprietà pubblica.

Ringrazio i colleghi Consiglieri, il Collegio Sindacale, i Colleghi Presidenti e Consiglieri delle società partecipate, Il Direttore Generale e l’intera struttura operativa del Gruppo per i risultati raggiunti; un ringraziamento infine ai Soci per l’opportunità fornita e la collaborazione garantita nel triennio.

Seregno, 22 maggio 2018 Per il Consiglio di Amministrazione

Il Presidente

Avv. Xxxxxxxx Xxxxxxxx Xxxxxxxx Xxxxxxx

Bilancio Consolidato 2017 3

4 Bilancio Consolidato 2017

P P O

G R

RELAZIONE SULLA GESTIONE

Bilancio Consolidato 2017 5

G R U P P O

0.1 DATI DI SINTESI DEL GRUPPO

01.01 - COMPAGINE SOCIETARIA DEL GRUPPO

Di seguito si riporta prospetto rappresentativo della compagine societaria e delle partecipazioni possedute da ciascun socio.

AEB SpA - Capitale Sociale	al 31.12.2017		al 31.12.2016
Soci	Valore nominale	%	Valore nominale	%
Seregno	601.132	71,400	601.132	71,400
Limbiate	45.484	5,402	45.484	5,402
Seveso	36.536	4,430	36.536	4,430
Trezzo sull’Adda	30.771	3,655	30.771	3,655
Giussano	27.555	3,273	27.555	3,273
Meda	25.068	2,977	25.068	2,977
Varedo	22.110	2,626	22.110	2,626
Sovico	17.529	2,082	17.529	2,082
Muggiò	16.087	1,911	16.087	1,911
Bovisio Masciago	12.032	1,429	12.032	1,429
Cabiate	4.148	0,493	4.148	0,493
Biassono	1.604	0,191	1.604	0,191
Verano Brianza	350	0,042	350	0,042
Carate Brianza	282	0,033	282	0,033
Xxxxxx in Brianza	159	0,018	159	0,018
Cesate	75	0,009	75	0,009
Comune di Albiate	10	0,001	10	0,001
Comune di Briosco	10	0,001	10	0,001
Comune di Cogliate	10	0,001	10	0,001
Comune di Misinto	10	0,001	10	0,001
Comune di Rovello Porro	10	0,001	10	0,001
Comune di Triuggio	10	0,001	10	0,001
Comune di Veduggio con Colzano	10	0,001	10	0,001
Comune di Xxxxxx	10	0,001	10	0,001
Azioni Proprie	920	0,111	920	0,111
Totale	841.922	100,000	841.922	100,000

6 Bilancio Consolidato 2017

G R U P P O

Le compagine societaria delle società controllate viene di seguito dettagliata.

Gelsia Srl - Capitale sociale	al 31.12.2017		al 31.12.2016
Soci	Valore nominale	%	Valore nominale	%
AEB S.p.A.	15.688.413,19	77,111	15.688.413,19	77,111
GSD S.p.A.	830.890,99	4,084	830.890,99	4,084
ASSP S.p.A.	698.838,85	3,435	698.838,85	3,435
Comune di Lissone	2.063.446,08	10,142	2.063.446,08	10,142
Comune di Cesano Maderno	759.559,35	3,733	759.559,35	3,733
Comune di Bovisio Masciago	95.119,00	0,468	95.119,00	0,468
Comune di Varedo	89.578,00	0,440	89.578,00	0,440
Comune di Ceriano Laghetto	42.296,00	0,208	42.296,00	0,208
Comune di Nova Milanese	41.804,29	0,205	41.804,29	0,205
Comune di Biassono	21.331,69	0,105	21.331,69	0,105
Comune di Macherio	13.989,94	0,069	13.989,94	0,069
Totale	20.345.267,38	100,000	20.345.267,38	100,000

RetiPiù Srl - Capitale sociale	al 31.12.2017		al 31.12.2016
Soci	Valore nominale	%	Valore nominale	%
AEB S.p.A.	48.590.833,14	58,862	48.590.833,14	58,862
Gelsia Srl	15.703.775,68	19,023	15.703.775,68	19,023
Comune di Lissone	7.749.241,07	9,387	7.749.241,07	9,387
ASSP S.p.A.	5.242.306,03	6,350	5.242.306,03	6,350
GSD Srl	4.974.806,50	6,026	4.974.806,50	6,026
Comune di Nova Milanese	156.995,38	0,190	156.995,38	0,190
Comune di Biassono	80.110,83	0,097	80.110,83	0,097
Comune di Macherio	52.539,06	0,064	52.539,06	0,064
Totale	82.550.607,69	100,000	82.550.607,69	100,000

Gelsia Ambiente Srl è totalmente partecipata da Gelsia Srl.

Bilancio Consolidato 2017 7

G R U P P O

01.02 - COMPOSIZIONE DEL GRUPPO

La Vostra società è a capo di un Gruppo così composto:

Società controllata direttamente dalla Vostra società e operativa nei settori vendita di gas metano ed energia elettrica, produzione di energia elettrica e termica, teleriscaldamento e gestione calore. La stessa detiene par- tecipazioni in:

Società controllata integralmente e operativa nei settori della raccolta e smaltimento dei rifiuti, pulizia strade.

Società partecipata al 25% e operativa nella vendita gas metano ed energia elettrica.

Società controllata direttamente dalla Vostra società e operativa nei settori della distribuzione del gas metano e dell’energia elettrica, servizi destinati ad essere affidati mediante gara rispettivamente non prima del 2017 e del 2025 (con scadenza ultima 2030). La partecipazione detenuta da Gelsia rafforza il controllo della società da parte di AEB S.p.A.

Nella tabella sotto riportata vengono indicati i dati identificativi delle imprese del Gruppo consolidate integral- mente.

Quota posseduta al 31.12.2017

dall’Azionista

dal Gruppo

Ragione sociale e sede

società

% di consolidamento

Società Capogruppo (Holding):

- AEB SpA - Capitale Sociale euro 84.192.200 Sede: Xxx Xxxxxxxx, 00 - Xxxxxxx (XX)

Controllate dirette:

- Gelsia Srl - Capitale Sociale euro 20.345.267 Sede: Xxx Xxxxxxxx, 00 - Xxxxxxx (XX)

77,111

AEB SpA

77,111

- RetiPiù Srl - Capitale Sociale euro 82.550.608 Sede: Xxx Xxxxxxxx, 00 - Xxxxxxx (XX)

58,862

19,023

AEB SpA

Gelsia Srl

58,862

14,670

Controllate indirette:

- Gelsia Ambiente Srl - Capitale Sociale euro 3.269.854 Sede: Xxx Xxxxxxxxxx, 00/X - Xxxxx (XX)

100,00

Gelsia Srl

77,111

8 Bilancio Consolidato 2017

GRUPPO AEB / GELSIA

Cesano M.

7,18%

Soci RetiPiù Gelsia

Lissone 9,387% 10,142%

Nova M. 0,190% 0,205%

Biassono 0,097% 0,105%

Macherio 0,064% 0,069%

Bovisio M. 0,468%

Ceriano L. 0,208%

Cesano M. 3,733%

Varedo 0,440%

58,862%

6,026%

19,023%

100%

25%

21,29%

6,350%

4,084%

3,435%

77,111%

Desio

G R U P P O

Di seguito si rappresenta la composizione del Gruppo partendo dai soci.

Seregno	71,400%	Carate X.xx	0,033%
Limbiate	5,402%	Besana in X.xx	0,018%
Seveso	4,340%	Cesate	0,009%
Trezzo sull’Adda	3,655%	Albiate	0,001%
Giussano	3,273%	Briosco	0,001%
Meda	2,977%	Cogliate	0,001%
Varedo	2,626%	Misinto	0,001%
Sovico	2,082%	Rovello Porro	0,001%
Muggiò	1,911%	Triuggio	0,001%
Bovisio Masciago	1,429%	Veduggio con Colzano	0,001%
Cabiate	0,493%	Xxxxxx	0,001%
Biassono	0,191%
Verano X.xx	0,042%	Azioni proprie	0,111%

Quanto sopra riportato rappresenta un’integrazione al bilancio d’esercizio di AEB S.p.A. ai fini di un’adeguata informazione sulla situazione patrimoniale, finanziaria ed economica della Società e del Gruppo.

Il Gruppo ha completato nel mese di aprile 2018 l’assegnazione delle quote residuali di Brianzacque detenute da Gelsia Srl.

Le partecipazioni dirette in Gelsia Srl, RetiPiù Srl e quella indiretta in Gelsia Ambiente Srl, sono state acquisite al momento della costituzione del Gruppo.

Le partecipazioni dirette in Sinergie Italiane Srl in liquidazione e Commerciale Gas & Luce Srl sono state acqui- site dopo la costituzione del Gruppo. Commerciale Gas & Xxxx possedeva già la partecipazione di collegamento in EN.TRA. Srl.

I soci del Gruppo, anche in attesa delle decisioni prese dal principale azionista, hanno deliberato nel 2017 la ricognizione straordinaria delle partecipazioni possedute confermando il mantenimento delle stesse ad esclu- sione dei:

• Comune di Muggiò (1,911%) e comune di Trezzo sull’Adda (3,655%) per AEB S.p.A.;

• Comune di Nova Milanese (0,205% e 0,202%) e comune di Macherio (0,069% e 0,068%) rispettivamente soci in Gelsia Srl e RetiPiù Srl.

Il Comune di Seregno, che controlla il Gruppo tramite AEB S.p.A., ha integrato la propria delibera con linee di indirizzo che prevedono la razionalizzazione delle partecipazioni e delle strutture operative ed ha provveduto ad inviarle a tutte le società del Gruppo e agli altri soci. L’adempimento determinerà:

• cessione ai soci di Gelsia Srl delle partecipazioni detenute da quest’ultima (Gelsia Ambiente Srl e RetiPiù Srl) mediante assegnazione di dividendi in natura;

• vendita della partecipazione detenuta in Commerciale Gas & Xxxx Xxx;

• acquisizione dalle società controllate del ramo d’azienda «prestazioni amministrative al Gruppo».

• verifica circa la riorganizzazione del settore cogenerazione e teleriscaldamento all’interno del Gruppo.

Bilancio Consolidato 2017 9

G R U P P O

01.03 - ATTIVITÀ DI INTERESSE DEL GRUPPO

ATTIVITÀ SVOLTE DAL GRUPPO AEB-GELSIA

GELSIA SRL

RETIPIÙ SRL

GELSIA

AMBIENTE SRL

AEB SPA

GESTIONE

IMPIANTI

DISTRIBUZIONE

AMBIENTE

FARMACIE

ALTRE ATTIVITÀ

Tutela gas metano

Maggiore tutela riformato elettrico

Tutela simile

Mercato libero gas metano

Mercato libero energia elettrica

VENDITA

Cogenerazione

Teleriscaldamento

Trasporto energia elettrica

Misura energia elettrica

Raccolta

Trasporto

Farmacia Edison

Seregno

Farmacia Santuario

Seregno

Centro sportivo

Lampade votive

Micro cogenerazione

Gestione calore

Trasporto gas naturale

Misura gas naturale

Smaltimento

Pulizia strade

Farmacia San Xxxxx

Xxxxxxx

Farmacia San Xxxx Xxxxxx in Brianza

Rinnovabili termico e elettrico

Illuminazione

pubblica

Farmacia Verri

Biassono

Fibra Ottica

Farmacia Bertacciola

Bovisio M.

Farmacia Catalani Giussano

Farmacie

Il settore gestisce sette farmacie municipali: tre farmacie municipali site nel Comune di Seregno, una nel Comu- ne di Biassono, una nel Comune di Bovisio Masciago, una nel Comune di Besana in Brianza e l’ultima in ordine di acquisizione nel Comune di Giussano.

Attività residuali

Altre attività residuali gestite sono:

• centro sportivo, con annesso palazzetto polifunzionale, Cav. “X. Xxxxxxxxxx” di Seregno. Si tratta di un centro dove si pratica nuoto, tennis, rugby e calcetto, che ha annesso un palazzetto polifunzionale utilizzato dalle società sportive e per manifestazioni e convegni. Il Comune di Seregno, proprietario, dovrebbe celebrare, nel 2018, la gara pubblica per l’affidamento della gestione;

• illuminazione votiva per i Comuni di Seregno e Giussano fino a scadenza contrattuale (rispettivamente 2050 e 2018).

Vendita di gas metano ed energia elettrica

Il settore si occupa direttamente delle attività di approvvigionamento gas ed energia elettrica che vende tramite point aziendali diffusi sul territorio, account, agenzie di vendita, procacciatori e sistema web. Tutti i processi di gestione sono gestiti internamente (fatturazione, riscossione e recupero crediti) ad esclusione del “call center”, gestito tramite struttura esterna italiana per rendere disponibile il servizio dal lunedì al venerdì (8,00 - 20,00), il sabato (8,00 - 14,00).

Realizzazione e gestione impianti di produzione tradizionali e da fonti rinnovabili (cogenerazione a fonti tradizionali e rinnovabili, teleriscaldamento, gestione calore, fotovoltaico)

Il settore realizza e gestisce impianti di produzione di energia elettrica e termica, fornisce calore a soggetti terzi, soprattutto tramite teleriscaldamento. La produzione riguarda energie realizzate con fonti tradizionali (cogenera- zione a gas metano e caldaie tradizionali) e/o con fonti rinnovabili (impianti fotovoltaici e a olio di colza). Il settore partecipa anche alle gare nell’ambito delle categorie SOA acquisite. Ha realizzato, per uso proprio e a servizio di clienti, impianti fotovoltaici sia per produzione di energia elettrica che di energia termica.

Fibra ottica

La società è proprietaria di reti in fibra ottica che mette a disposizione degli operatori della telecomunicazione.

10 Bilancio Consolidato 2017

G R U P P O

Distribuzione gas metano

Il Gruppo gestisce il servizio di distribuzione gas metano che consiste nel trasporto attraverso reti locali, dai punti di consegna presso le cabine di riduzione e misura interconnesse con le reti di trasporto (REMI) fino ai punti di ri- consegna presso i clienti finali (PDR.). Le reti gestite si collocano nelle Province di Monza e Brianza, Milano e Como.

Trasporto energia elettrica

Il settore si occupa del trasporto dell’energia elettrica nella città di Seregno, ultima fase della filiera col processo di consegna dell’elettricità all’utente finale dopo la produzione/importazione e la trasmissione. Si realizza attra- verso la rete di distribuzione elettrica capillare che serve gli utenti o utilizzatori finali, attraverso punti di conse- gna dell’elettricità (POD). Nel dettaglio l’attività di distribuzione dell’energia elettrica comprende le operazioni di gestione, esercizio, manutenzione e sviluppo delle reti di distribuzione dell’energia elettrica in alta, media e bassa tensione, affidate in concessione, ivi comprese le operazioni fisiche di sospensione, riattivazione e distac- co e le attività di natura commerciale connesse all’erogazione del servizio di distribuzione.

Illuminazione pubblica

Il settore dell’illuminazione pubblica oggi presenta grandi potenzialità di sviluppo, soprattutto rispetto alle attività di efficientamento energetico, funzionali alla riduzione e razionalizzazione dei consumi, ed a quelle di sviluppo ed applicazione delle nuove tecnologie che permettono di fare di un impianto di illuminazione pubblica il fulcro di tutti i sistemi «Smart City» richiesti dai cittadini e dalle Amministrazioni comunali. Per questi motivi il 2017 è stato caratterizzato da una rinnovata attenzione ed un particolare impegno nel settore, che ha portato alla pre- sentazione di progetti di finanza ai sensi degli artt. 179, comma 3, e 183, comma 15, del D.Lgs 18 aprile 2016,

n. 50. Questi progetti sono stati focalizzati in modo particolare sulle tematiche dell’efficientamento, del risparmio energetico e dello sviluppo delle “reti intelligenti”.

Igiene Ambientale

l settore gestisce l’intera filiera del rifiuto in buona parte della Brianza. Pur non possedendo impianti in proprio, oltre alla raccolta, spazzamento, gestione isole ecologiche, gestisce anche gli smaltimenti tramite impianti terzi scelti con gara. Presta servizi direttamente ad aziende private con servizi personalizzati nella raccolta e smalti- mento dei rifiuti prodotti dalle stesse.

01.04 - AREE GEOGRAFICHE DI ATTIVITÀ

Il Gruppo gestisce le proprie attività essenzialmente nel Nord Italia; la vendita serve anche clienti nel Centro - Sud Italia, anche se in numero limitato; la gestione impianti è operativa soprattutto in Brianza ma serve anche alcuni clienti con impianti di micro cogenerazione nel resto del Nord Italia.

Gelsia: vendita energia elettrica e gas naturale

RetiPiù

FINO MORNASCO

Gelsia Ambiente: raccolta, trasporto e, per conto o direttamente,

smaltimento dei rifiuti, gestisce le Piattaforme Ecologiche e spazzamento stradale, manuale e meccanizzato.

VEDUGGIO CON COLZANO

Gelsia Ambiente: servizi di recupero/smaltimento o di intermediazione

VERTEMATE CON MINOPRIO

XXXXXX

AEB: gestione farmacie comunali

BRIOSCO

FIGINO SERENZA

CARUGO

Gelsia: gestione impianti

CERMENATE

GIUSSANO

XXXXXXX

COMENSE

BESANA IN BRIANZA

VERANO BRIANZA

LAZZATE

LENTATE SUL SEVESO CABIATE

CARATE BRIANZA

CORREZZANA

RONCO BRIANTINO

TURATE

MISINTO

MEDA

TRIUGGIO

BARLASSINA

ALBIATE

ROVELLO PORRO

CAMPARADAUSMATE VELATE

CISLAGO

SEREGNO

BERNAREGGIO

COGLIATE

SEVESO

SOVICO LESMO

CARNATE

AICURZIO

CORNATE D’ADDA

CERIANO LAGHETTO

MACHERIO

BIASSONO

ARCORE

CESANO MADERNO

SULBIATE MEZZAGO

DESIO

VEDANO AL LAMBRO

VIMERCATE

BELLUSCO BUSNAGO

BOVISIO MASCIAGO

LISSONE

TREZZO SULL’ADDA

VILLASANTA

CESATE

LIMBIATE

VAREDO

ORNAGO

BURAGO DI MOLGORA

RONCELLO

CONCOREZZO

NOVA MILANESE

MUGGIÒ

MONZA

CAVENAGO DI BRIANZA

AGRATE BRIANZA

GARBAGNATE MILANESE

SENAGO

PADERNO DUGNANO

CAPONAGO

CINISELLO BALSAMO

CUSANO MILANINO

BRUGHERIO

PROVINCIA DI BIELLA

BOLLATE

CORMANO

PROVINCIA DI BOLOGNA

PONTE LAMBRO

Bilancio Consolidato 2017 11

G R U P P O

0.2 SCENARIO E MERCATO

02.01 - NORMATIVA SERVIZI PUBBLICI

Il Parlamento, con legge 7 agosto 2015, n. 124, ha delegato il Governo ad adottare decreti legislativi per il rior- dino della disciplina in materia di partecipazioni societarie delle amministrazioni pubbliche e della disciplina dei servizi pubblici locali di interesse economico generale.

Il Governo, in attuazione della delega, ha emanato il D.Lgs. 19 agosto 2016, n. 175 (“Testo unico in materia di società a partecipazione pubblica”), meglio conosciuto come “Decreto Madia”, le cui disposizioni hanno ad oggetto la costituzione di società da parte di amministrazioni pubbliche, nonché l’acquisto, il mantenimento e la gestione di partecipazioni da parte di tali amministrazioni, in società a totale o parziale partecipazione pubblica, diretta o indiretta.

Per quanto d’interesse, la normativa in commento stabilisce che le amministrazioni pubbliche possono mante- nere partecipazioni, anche indirette, in società per l’organizzazione e la gestione di un servizio d’interesse ge- nerale in regime di partenariato con un imprenditore privato, selezionato mediante procedure aperte. Il Decreto contiene anche la disciplina delle società a partecipazione mista pubblico-privata, cui si è fatto riferimento nella predisposizione della “gara a doppio oggetto”.

La Corte Costituzionale con sentenza 251/2016 ha dichiarato l’illegittimità costituzionale delle norme contenute nella legge delega nella parte in cui, pur incidendo su materie di competenza sia statale sia regionale, prevedono che i decreti attuativi siano adottati sulla base di una forma di raccordo con le Regioni, che non è quella dell’in- tesa, ma quella del semplice parere, non idonea a realizzare un confronto autentico con le autonomie regionali. La Corte ha precisato che le pronunce di illegittimità costituzionale, contenute nella decisione, sono circoscritte alle disposizioni di delegazione della legge n. 124 del 2015, oggetto del ricorso, e non si estendono alle relative disposizioni attuative. Nel caso di impugnazione di tali disposizioni, si dovrà accertare l’effettiva lesione delle competenze regionali, anche alla luce delle soluzioni correttive che il Governo riterrà di apprestare al fine di assicurare il rispetto del principio di leale collaborazione.

Per superare le contestazioni della Corte, il Governo, facendo tutti i passaggi previsti dalla normativa, ha appro- vato e pubblicato il D.Lgs n. 100/2017, che ha apportato modifiche al decreto 175/2016.

Per quanto d’interesse, la normativa in commento, anche a seguito della novella, stabilisce che le amministra- zioni pubbliche possono mantenere partecipazioni, anche indirette, in società per l’organizzazione e la gestione di un servizio d’interesse generale in regime di partenariato con un imprenditore privato, selezionato mediante procedure aperte. Il Decreto contiene anche la disciplina delle società a partecipazione mista pubblico-privata, cui si è fatto riferimento nella predisposizione della “gara a doppio oggetto”.

Sulla base della nuova normativa i soci del Gruppo hanno deliberato il piano straordinario per il riordino delle partecipazioni possedute.

La legge 124/2015 prevedeva inoltre che entro dodici mesi dalla data di entrata in vigore dei decreti legislativi di riordino, il Governo poteva adottare uno o più decreti legislativi recanti disposizioni integrative e correttive. La dichiarazione di incostituzionalità della Corte ha di fatto bloccato l’entrata in vigore di altri decreti in quanto non è stato possibile esercitare le deleghe previste entro i termini di scadenza, pertanto il riordino della disciplina dei servizi pubblici locali di interesse economico generale è stato demandato ad un nuovo intervento legislativo del Parlamento.

02.02 - ANDAMENTO DEL MERCATO Quadro macroeconomico

L’Italia ha realizzato nel corso del 2017 una crescita economica con un incremento del PIL nazionale del 1,5%,

comunque inferiore al dato medio della Comunità Europea, che si è attestata al 1,7%. A livello globale la crescita economica si è attestata a valori ben superiori al dato Europeo. L’inflazione al consumo ha registrato un incre- mento nelle economie avanzate grazie soprattutto ai prezzi dei prodotti energetici, che negli ultimi anni avevano registrato continue flessioni di prezzo. Nell’area Euro la ripresa dell’inflazione, con i suoi effetti benefici, è stata disomogenea; anche in Italia si è registrata una variazione positiva del 1,2%.

L’espansione dell’attività economica mondiale resta solida e diffusa; permane, tuttavia, la generale debolezza di fondo dell’inflazione. Le prospettive di crescita a breve termine sono favorevoli. Tra i rischi che gravano su questo scenario restano rilevanti quelli che provengono dal contesto internazionale e dall’andamento dei mercati finanziari. Inasprimenti delle tensioni globali o una maggiore incertezza circa le politiche economiche nelle diverse aree potrebbero tradursi in aumenti della volatilità dei mercati finanziari e dei premi per il rischio,

12 Bilancio Consolidato 2017

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ripercuotendosi negativamente sull’economia dell’area euro.

Il miglioramento dell’andamento economico dell’area EU dovrebbe rafforzarsi anche se alcuni fattori di instabi- lità, compreso il rischio di “guerra commerciale” con gli Stati Uniti, potrebbero influire negativamente sulla cre- scita globale. La BCE ha alzato il tasso di crescita dell’area euro al 2,4% per il 2018, lasciando invariati il 2019 (+1,9%) e il 2020 (+1,7%); mentre l’inflazione stimata per il biennio 2018-2019 è pari al 1,4%; quella per il 2020 al 1,7%. A sostegno della crescita e dell’inflazione al tasso del 2%, la BCE proseguirà la politica espansiva con il Quantitative Easing, anche se la sua “forward guidance” non prevede più aumento degli acquisti di titoli oltre i 30 miliardi di euro mensili nel caso in cui le prospettive diventino meno favorevoli.

La crescita stimata per l’Italia resta comunque inferiore a quella Europea per tutto il triennio (1,4% nel 2018, 1,2% nel biennio 2019-2020), anche se positiva, così come l’inflazione (1,1% nel 2018, 1,5% nel biennio 2019- 2020). Tra i rischi di origine interna si sono ridotti quelli connessi con la debolezza del sistema creditizio, con un possibile acuirsi dell’incertezza di famiglie e imprese sull’intensità della ripresa in atto. Il quadro qui delineato dipende però dal proseguimento di politiche economiche in grado, da un lato, di favorire la crescita dell’econo- mia nel lungo termine, sostenendo le scelte di investimento e di consumo e, dall’altro, di assicurare credibilità al percorso di riduzione del debito pubblico, sfruttando il momento favorevole dell’economia globale.

Vendita Gas metano

Il 2017 ha visto un incremento della domanda nazionale di gas metano del 6%; complice soprattutto la maggiore domanda del settore per la produzione dell’elettrico. I prezzi del gas, che nel mercato spot europeo sono risultati in aumento tra agosto e dicembre, sono stati spinti da una serie di fattori quali il basso livello degli stoccaggi, il passaggio dal carbone al gas di una quota crescente della capacità di generazione elettrica, l’aumento dei prezzi del petrolio e del carbone, i problemi alle infrastrutture intervenuti sia in Norvegia che nel Regno Unito, oltre ai problemi alle centrali nucleari francesi. Quanto ai prezzi al dettaglio, si è riscontrata una stabilizzazione dopo la discesa degli ultimi 2-3 anni e le divergenze di prezzo tra Paesi UE si sono attenuate. L’aumento della domanda di gas metano è stata coperta da un incremento delle importazioni (6,4%) che ha dovuto far fronte anche ad una riduzione della produzione nazionale (-6,6%). Il maggior fabbisogno è stato coperto da consistenti utilizzi dello stoccaggio in erogazione. Per l’anno 2018 le curve forward indicano prezzi in risalita.

Vendita energia elettrica

Nel 2017 il prezzo di acquisto dell’energia (PUN) sul Mercato del Giorno Prima (MGP) è salito a 54 €/MWh, tornando a crescere rispetto al minimo storico del 2016 e riallineandosi ai valori del biennio 2014-2015. La crescita del PUN riflette un contesto caratterizzato dall’ascesa delle quotazioni delle principali commodities, tra cui in particolare quella del gas, e dalla ripresa dei volumi scambiati sui livelli più alti dell’ultimo quinquennio. Sale al suo massimo storico la liquidità del MGP (72,2%), per effetto prevalentemente dell’ulteriore spostamento verso il mercato dei volumi acquistati dall’Acquirente Unico. Sul lato della vendita rafforzano la loro posizione gli impianti alimentati a gas, i cui volumi di mercato raggiungono i massimi degli ultimi sei anni, sfiorando il 50% del totale nazionale su MGP. A livello zonale, crescita in doppia cifra per tutti i prezzi di vendita, compresi tra i 50 €/MWh del Sud ed i 61 €/MWh della Sicilia. Il Mercato Infragiornaliero ha mostrato dinamiche di prezzo ancora in linea con il PUN e volumi inferiori solo al massimo storico del 2016. Nel Mercato a Termine dell’energia elettrica l’Annuale 2018 baseload ha chiuso il periodo di trading a 54,32 €/MWh, prospettando una stabilità di prezzi per l’anno in corso. Ai minimi dal 2012, infine, le transazioni registrate sulla Piattaforma conti energia a termine (PCE).

Distribuzione gas metano

Il servizio di distribuzione gas metano è un servizio pubblico locale, normato dal D.Lgs 23 maggio 2000, n. 164, che consiste nel trasporto del gas, attraverso reti di gasdotti locali, dai punti di consegna presso le cabine di riduzione e misura interconnesse con le reti di trasporto (REMI) fino ai punti di riconsegna presso i clienti finali (PDR.). Nell’ambito delle attività di distribuzione gas, svolte in regime di concessione, RetiPiù Srl deve garantire:

• la connessione alle reti gestite a tutte le società di vendita autorizzate alla commercializzazione nei confronti dei clienti finali che ne facciano richiesta. Il rapporto tra le società di distribuzione e le società di vendita è regolato da un apposito documento, definito “Codice di Rete”, nel quale sono precisate le prestazioni svolte dal distributore, suddivise fra quelle principali (servizio di distribuzione del gas; gestione tecnica dell’impianto distributivo, ecc.), accessorie (esecuzione di nuovi impianti; modifica o rimozione di impianti esistenti; attiva- zione, disattivazione, sospensione e riattivazione della fornitura ai clienti finali; verifica del gruppo di misura su richiesta dei clienti finali, ecc.) e opzionali (manutenzione dei gruppi di riduzione e misura di proprietà dei clienti finali, ecc.);

Bilancio Consolidato 2017 13

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• la continuità e sicurezza dei servizi, nel rispetto delle norme tecniche e delle regole imposte dall’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (Autorità). L’attuale normativa stabilisce le condizioni tecniche e procedurali relative ai servizi gestiti, le condizioni economiche e le tariffe da applicare, i livelli minimi di qualità dei servizi da garantire, gli indennizzi previsti in caso di mancato rispetto degli standard di qualità dei servizi erogati.

Il mercato della distribuzione è stato oggetto di una notevole concentrazione, che ha visto passare il numero degli operatori attivi dai 774 del 1998, agli attuali 227, con una riduzione di più del 70%. Il processo di concen- trazione sembra aver subito una battuta di arresto a partire dal 2011, probabilmente a causa dell’avvio della definizione del contesto normativo di inquadramento delle gare per il rinnovo delle concessioni del servizio sulla base degli Ambiti Territoriali Minimi, che ha visto introdurre numerose e sostanziali novità nel settore. Oggi la concentrazione del mercato è la seguente e RetiPiù Srl, con quasi 210.000 punti di riconsegna gestiti si colloca tra i grandi operatori.

OPERATORI *	2016	2015	2014	2013	2012	2011	2010	2009	2008
PER NUMERO CLIENTI FINALI (PDR)	220	226	226	227	226	227	235	251	272
Molto grandi	8	8	8	7	8	9	9	9	8
Grandi	20	22	22	26	27	25	23	25	27
Medi	22	22	20	20	18	18	23	22	27
Piccoli	110	114	117	115	112	114	112	119	123
Piccolissimi	59	60	61	59	61	61	68	76	87
PER VOLUME DISTRIBUITO - M(m3)	30.944	31.184	29.470	34.241	33.913	34.295	36.336	34.048	33.923
Molto grandi	19.462	18.375	17.417	19.553	19.309	19.677	21.016	19.023	17.286
Grandi	5.825	7.099	6.754	8.682	8.834	8.591	8.243	8.355	8.954
Medi	2.215	2.228	2.020	2.227	2.034	2.015	2.912	2.574	3.403
Piccoli	3.246	3.297	3.105	3.578	3.512	3.780	3.909	3.797	3.937
Piccolissimi	196	184	176	202	223	233	257	298	342

*Molto grandi: operatori con più di 500.000 clienti; Grandi: operatori con un numero di clienti compreso tra 100.000 e 500.000. Medi: operatori con un numero di clienti compreso tra 50.000 e 100.000, Piccoli: operatori con un numero di clienti compreso tra 5.000 e 50.000, Piccolissimi: operatori con meno di 5.000 clienti (Fonte: Autorità - Indagine annuale sui settori regolati).

14 Bilancio Consolidato 2017

G R U P P O

Rispetto agli operatori, RetiPiù Srl (fonte ARERA 2016), è il primo operatore della distribuzione gas nella Provincia di Monza e Brianza e tra i primi 15 a livello nazionale.

DATI ANNO - FONTE ARERA 2016
GRUPPO	M(m3) Distribuiti	OPERATORE	PDR Serviti
Italgas	7.372	Italgas Reti	5.683.992
2i Rete Gas	5.329	2I Rete Gas	3.849.449
Hera	2.925	Unareti	1.216.194
A2A	1.838	Inrete Distribuzione Energia	1.114.771
Iren	1.324	Toscana Energia	787.034
Toscana Energia	1.062	Napoletana Gas	739.488
Ascopiave	805	Ireti	715.906
Linea Group Holding	617	AcegasApsAmga	478.499
Estra	546	Nedgia	458.467
XX Xxxxxxx	000	Xxxxxxx	000.000
XXXX Xxxxxx	000	Xx Reti Gas	337.390
	344	Ld Reti	265.372
		Erogasmet	236.313
			207.423
Xxxxx Xxxxxx Xxxxxxxxxxxxx Xx	000
Energei	301
Dolomiti Energia	279	Adrigas	173.730
Gas Rimini	278	Megareti	156.159
Acsm-Agam	277	Novareti	155.056
Edison	259	Amg Energia	152.216
AIM Vicenza	249	Infrastrutture Distribuzione Gas	150.959
AIMAG	247	G.E.I. Gestione Energetica Impianti	149.354
Altri	5.842	Altri	6.027.060
Totale	30.944	Totale	23.572.000

Fonte: Autorità -Indagine annuale sui settori regolati

Il servizio di distribuzione del gas naturale è stata oggetto nell’ultimo decennio di numerosi interventi legislativi, il più importante dei quali, contenuto nell’art. 46 bis del D.L. 159/2007 e nei successivi decreti ministeriali, ha portato alla definizione di 177 Ambiti Territoriali Minimi (ATEM) sulla base dei quali dovranno essere svolte le gare per il rinnovo di tutte le attuali 6.470 concessioni comunali. Lo scopo di tale intervento normativo è stato di “...garantire al settore della distribuzione di gas naturale maggiore concorrenza e livelli minimi di qualità dei servizi essenziali, secondo l’identificazione di bacini ottimali di utenza” gestiti “...in base a criteri di efficienza e riduzione dei costi”, agevolando “...le relative operazioni di aggregazione”, prevedendo di conseguenza che i singoli enti locali apparte- nenti a ciascun ATEM affidino tale servizio tramite gara unica a un unico operatore.

A questa previsione sono seguiti numerosi provvedimenti che hanno prodotto un articolato e complesso quadro normativo con il fine di definire tutti gli aspetti di gara. Nella versione originaria, il Regolamento gare conteneva un cronoprogramma per lo svolgimento delle gare, cadenzato sulla base delle date limite previste per l’intervento so- stitutivo della Regione, in caso di mancato avvio della gara da parte dei Comuni. Secondo tale cronoprogramma, le gare per l’affidamento del servizio nei 177 ATEM, avrebbero dovuto svolgersi in un arco temporale di 3 anni a partire dal 2012, declinate in 8 raggruppamenti. Le date limite individuate nel Regolamento gare, sono state oggetto di diversi interventi di modifica, a partire dal decreto-legge 21 giugno 2013, n. 69, convertito, con modificazioni, nella legge 9 agosto 2013, n. 98 (di seguito: decreto-legge 69/13) e successivamente con il decreto-legge 145/2013, con il decreto-legge 24 giugno 2014, n. 91, convertito con modificazioni dalla legge 11 agosto 2014, n. 116, con il decreto legge 31 dicembre 2014, n. 192, come convertito dalla legge 27 febbraio 2015, n. 11 e in ultimo con la leg-

Bilancio Consolidato 2017 15

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ge 21/16. In particolare, la legge 21/16 prevede, all’articolo 3, comma 2-bis, ulteriori rinvii rispettivamente di dodici mesi per gli ambiti del primo raggruppamento, di quattordici mesi per gli ambiti del secondo raggruppamento, di tredici mesi per gli ambiti del terzo, quarto e quinto raggruppamento, di nove mesi per gli ambiti del sesto e settimo raggruppamento e di cinque mesi per gli ambiti dell’ottavo raggruppamento, in aggiunta alle proroghe già vigenti alla data di entrata in vigore della legge di conversione in analisi. Inoltre la norma ha cassato sia il potere sostitutivo statale in caso di inerzia della Regione, sia l’applicazione delle penalizzazione economiche per gli enti locali nei casi in cui gli stessi non avessero rispettato i termini per la scelta della stazione appaltante. In secondo luogo la nuova previsione ha definito che, scaduti tali termini, la Regione competente sull’ambito assegni alle stazioni appaltanti ulteriori sei mesi per adempiere, decorsi i quali avvia la procedura di gara attraverso la nomina di un commissario ad acta. Trascorsi due mesi dalla scadenza di tale termine senza che la Regione competente abbia proceduto alla nomina del commissario ad acta, il Ministro dello Sviluppo Economico avvia a gara, nominando il commissario. Con la delibera dell’Autorità 645/2015/R/gas, sono state apportate alcune modifiche alla RTDG in materia di determina- zione della stratificazione del valore di rimborso a seguito delle gare per ambito di concessione. Con la delibera 14 gennaio 2016, 10/2016/R/gas, l’Autorità ha aggiornato, per il triennio 2016-2018, il tasso di interesse da applicare per la determinazione del rimborso, a favore dei gestori uscenti, degli importi per la copertura degli oneri di gara di cui al decreto interministeriale n. 226/11, secondo le modalità definite con la delibera 3 luglio 2014, 326/2014/R/ gas. L’autorità, il 27 gennaio 2016, ha reso pubblici ulteriori chiarimenti in merito sia alla pubblicazione dei bandi di gara per l’affidamento del servizio senza l’osservanza degli obblighi imposti dall’art. 15, comma 5, del decreto legislativo n. 164/00, in materia di scostamenti tra i valori di rimborso ed i valori degli asset ai fini regolatori, sia agli obblighi previsti dall’art. 9, comma 2, del decreto interministeriale n. 226/11, in materia di bandi di gara. Con la determina 5 febbraio 2016, 4/2016 - DIUC, è stata definita la stratificazione standard del VIR, ai sensi dell’art. 25, comma 3, della RTDG.

La Legge n. 21 del 25/02/2016 ha previsto un’altra proroga dei termini per la pubblicazione dei bandi di gara. Nello specifico per gli ambiti appartenenti al primo raggruppamento di cui allegato 1 del DM 226/2011 il termine massimo è stato ulteriormente posticipato di 12 mesi; per gli ambiti appartenenti al secondo, 14 mesi; per quelli del terzo, quarto e quinto raggruppamento, 13 mesi; per gli ambiti del sesto e settimo lotto, 9 mesi; 5 mesi per gli ambiti dell’ottavo raggruppamento. La stessa norma, ha regolamentato le tempistiche degli interventi sostitutivi delle Regioni, o, in ultima istanza, del Xx.XX ed ha abrogato le sanzioni per il ritardo in precedenza previste a carico dei Comuni.

In data 8 marzo 2016, a fronte del mancato avvio delle procedure di gara per l’assegnazione del servizio di distribu- zione gas naturale sul modello degli ambiti territoriali ottimali, l’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente e l’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato, con le rispettive segnalazioni 86/2016/I/gas e S2470, hanno ritenuto di segnalare a Governo e Parlamento le diverse problematiche presenti, ritenendo che queste rappre- sentino un ostacolo alla piena realizzazione della riforma del settore e limitino l’effettivo confronto concorrenziale previsto dalla normativa. Nello specifico, ai fini di garantire l’assoluto e rigoroso rispetto delle nuove tempistiche, di massimizzare la partecipazione alle gare e la regolarità del loro svolgimento, nonché di minimizzare gli eventuali contenziosi, le Autorità hanno proposto l’adozione di misure di razionalizzazione e semplificazione delle procedure, la reintroduzione di meccanismi sanzionatori nel caso di mancato rispetto delle tempistiche per la pubblicazione dei bandi di gara e l’eliminazione di alcune ingiustificate barriere alla partecipazione alle procedure.

Con la deliberazione 18 maggio 2017 344/2017/R/gas l’Autorità ha introdotto una semplificazione dell’iter di analisi degli scostamenti VIR-RAB disciplinato dalla deliberazione dell’Autorità 310/2014/R/gas per i casi in cui i Comuni attestino l’integrale applicazione delle Linee guida 7 aprile 2014 predisposte dal Ministero per lo Sviluppo Econo- mico. Sono esclusi i casi in cui siano state applicate alcune disposizioni delle Linee guida 7 aprile 2014 in com- binazione con valutazioni basate su accordi riportati nelle concessioni o in convenzioni tra le parti. Come indicato nella deliberazione le semplificazioni non si applicano per valori di rimborso relativi alle reti di distribuzione situate nel Comune dell’ambito con il maggior numero di punti di riconsegna e negli altri Comuni dell’ambito con oltre

100.000 abitanti e con oltre 10.000 punti di riconsegna. Nei casi in cui si applicano le semplificazioni l’Ente locale non deve trasmettere (per il tramite della stazione appaltante) la documentazione di dettaglio prevista dall’articolo 9, comma 9.1, della deliberazione 310/2014/R/GAS, ma deve rendere disponibile, tale documentazione su richiesta dell’Autorità. Le previsioni della deliberazione 344/2017/R/gas si applicano a partire dalla data di entrata in vigore della medesima deliberazione. Pertanto non si applicano ai Comuni già acquisiti a piattaforma informatica VIR-RAB prima della data di pubblicazione della medesima deliberazione (19 maggio 2017), per i quali è in corso l’iter di valutazione degli scostamenti VIR-RAB da parte degli Uffici dell’Autorità.

L’articolo 1, comma 93, della legge 4 agosto 217 n. 124, integra le disposizioni del decreto legislativo 164/00 e, in particolare introduce ulteriori semplificazioni rispetto all’obbligo, posto in capo alle stazioni appaltanti, di trasmette- re all’Autorità le valutazioni di dettaglio relative ai valori di rimborso (VIR) che risultino maggiori del 10 per cento del

16 Bilancio Consolidato 2017

G R U P P O

valore delle immobilizzazioni nette di località calcolate nella regolazione tariffaria. Inoltre, l’articolo 1, comma 94, della legge 124/17, ai fini dell’attuazione di quanto previsto dall’articolo 9, comma 2, del regolamento di cui al de- creto 226/11, prevede che l’Autorità, con propri provvedimenti, definisca procedure semplificate di valutazione dei bandi di gara, applicabili nei casi in cui tali bandi siano stati redatti in aderenza al bando di gara tipo, al disciplinare tipo e al contratto di servizio tipo, precisando che in ogni caso, con riferimento ai punteggi massimi previsti per i criteri e i sub-criteri di gara dagli articoli 13, 14 e 15 del citato regolamento di cui al decreto 226/11, la documen- tazione di gara non possa discostarsi se non nei limiti posti dai medesimi articoli con riguardo ad alcuni sub-criteri. Il 7 agosto 2017 l’Autorità ha pubblicato i chiarimenti sulla riconoscibilità tariffaria degli investimenti indicati nei piani di sviluppo dell’impianto, di cui all’articolo 15 del decreto 226/11, e sui criteri per i riconoscimenti tariffari nei casi di disaccordo tra Ente locale concedente e gestore uscente, di cui all’articolo 5, comma 16, del medesimo decreto.

L’Autorità, con la deliberazione 613/2017/R/com del 7 settembre 2017, ha stabilito di avviare specifici procedimen- ti, rispettivamente in materia di iter per la valutazione dei valori di rimborso in relazione allo svolgimento delle gare d’ambito per l’affidamento del servizio di distribuzione del gas naturale, per adeguare le disposizioni della delibe- razione 310/2014/R/GAS in relazione a quanto previsto dall’articolo 1, comma 93, della legge 124/17; in materia iter di valutazione dei bandi di gara, in relazione allo svolgimento delle gare d’ambito per l’affidamento del servizio di distribuzione del gas naturale, per integrare le disposizioni contenute nella deliberazione 113/2013/R/GAS sulla base di quanto previsto dall’articolo 1, comma 94, della legge 124/17.

In data 02 novembre 2017, l’Autorità ha avviato la consultazione 734/2017/R/gas per illustrare i propri orientamenti in materia di semplificazione degli iter per la valutazione dei valori di rimborso (VIR) e degli iter di valutazione dei bandi di gara relativi all’affidamento del servizio di distribuzione del gas naturale, in ottemperanza alle disposizioni di cui alla legge 4 agosto 2017, n. 124.

Con la Delibera 905/2017/R/gas del 27 dicembre 2017, l’Autorità dà attuazione alle disposizioni della legge concor- renza (legge n. 124/2017) in relazione alle gare per l’affidamento del servizio di distribuzione del gas naturale, in- troducendo nella regolazione percorsi semplificati per la valutazione degli scostamenti VIR-RAB e per la valutazione dei bandi di gara. Il provvedimento, che segue specifica consultazione (dco 734/2017/R/GAS), con riferimento agli scostamenti VIR-RAB, approva il “Testo integrato delle disposizioni dell’Autorità in materia di determinazione del va- lore di rimborso delle reti di distribuzione del gas naturale ai fini delle gare d’ambito” (Allegato A), nel quale vengono fatte confluire le disposizioni contenute nella deliberazione dell’Autorità 310/2014/R/GAS, s.m.i. Il Testo integrato chiarisce le modalità di determinazione dello scostamento VIR-RAB aggregato d’ambito e conferma gli orientamenti del documento di consultazione in relazione alle modalità di certificazione della sussistenza dei presupposti per accedere all’iter semplificato definito dalla legge concorrenza, con l’adozione di schemi-tipo (di prossima definizio- ne da parte degli Uffici dell’Autorità) che dovranno essere utilizzati dagli Enti locali o di soggetti terzi per derogare all’obbligo di trasmissione all’Autorità degli scostamenti VIR-RAB superiori al 10% a livello di singolo Comune. In relazione alla semplificazione dell’iter di valutazione dei bandi di gara, la delibera 905/2017/R/GAS approva il “Testo integrato delle disposizioni dell’Autorità in materia di iter di valutazione dei bandi di gara” (Allegato B), che conferma quanto prospettato in consultazione con l’introduzione di un percorso semplificato, ulteriore rispetto all’ordinario, che riduce l’ambito delle verifiche da parte dell’Autorità.

La continua evoluzione del quadro normativo e regolatorio ha notevolmente rallentato l’iter delle gare per il rinnovo delle concessioni gas. Alla fine del 2017 erano state bandite un totale di 19 gare d’ATEM, delle quali solo due, Milano 1 - Città e impianto di Milano e Torino 2 - Impianto di Torino, risultano esperite e in fase di aggiudicazione.

Igiene ambientale

La società ha gestito in quattordici Comuni (dodici della Provincia di Monza e Brianza, uno della Provincia di Como e uno della Provincia di Milano) la raccolta e il trasporto dei rifiuti, le isole ecologiche, lo spazzamento stradale, manuale e meccanizzato. Per lo smaltimento dei rifiuti, a seguito della messa in liquidazione del Con- sorzio Provinciale della Brianza Milanese, ai tradizionali comuni gestiti si sono aggiunti altri undici Comuni della Provincia di Monza e Brianza.

La quantità di rifiuti prodotti/raccolti risulta in linea con quella dell’anno precedente, ma con un sensibile au- mento della percentuale di raccolta differenziata dal 66% ad oltre il 70%. Tale miglioramento è imputabile all’in- troduzione nel corso dell’anno del sacco “R-Fid” in altri quattro comuni (oltre a Seveso, in cui è attivo dal 2014), introduzione che è stata accompagnata da una massiva campagna di informazione e sensibilizzazione alla cit- tadinanza. I risultati operativi sono esplicitati negli istogrammi di seguito riportati (in tonnellate di rifiuti raccolti).

Bilancio Consolidato 2017 17

70,06%

RIFIUTI RACCOLTI (TONNELLATE) % RACCOLTA DIFFERENZIATA

59,21%

61,82%

63,74%

64,98%

65,13%

65,95%

66,48%

77.990 81.470 74.829 82.886 84.146 85.597 89.333 94.778

53.724 50.309 42.572 44.666 45.052 43.167 46.128 40.507

G R U P P O

2010

2011 2012 2013

2014 2015 2016

2017

2010

2011 2012 2013

2014 2015 2016

2017

Indifferenziata

Differenziata

% Raccolta Differenziata

Il 2017 risulta essere il secondo anno di esternalizzazione del servizio di call center; questa scelta era stata effettuata nell’ottica di un miglioramento della qualità commerciale del servizio offerto alla cittadinanza. Se il primo anno aveva portato miglioramenti in termini di numero di chiamate processate e di diminuzione dei tempi di attesa, il 2017 vede confermata la bontà della scelta effettuata. In particolare, si evidenza un’ulteriore diminu- zione dei tempi medi di attesa nonostante un aumento considerevole delle chiamate ricevute (+20.560, pari ad un aumento del 46,9% dovute principalmente ai cambiamenti dei servizi attivati in diversi comuni); si segnala anche una diminuzione del tempo medio di conversazione.

Tabella attività operative svolte tramite call center
DESCRIZIONE	U.M.	ANNO 2017	ANNO 2016
Tempo medio di attesa	minuti	0,57	1,02
Totale chiamate ricevute	N° chiamate	64.393	43.833
Totale connesse con operatore	N° chiamate	60.833	41.098
Totale chiamate abbandonate	N° chiamate	3.560	2.735
Livello di servizio	%	94,47%	93,76%
Totale conversazione	minuti	203.464,33	149.462,22
Tempo medio conversazione	minuti	3,34	3,60

Farmacie

Il mercato farmaceutico ha avuto negli ultimi anni una consistente evoluzione che ha portato i grossisti ad aggre- garsi per far fronte alla riduzione dei margini, e, contemporaneamente, ad entrare direttamente nel segmento del dettaglio (acquisendo farmacie) per trattenere valore. La spinta alla concentrazione, sia verticale che orizzontale, deriva dalla progressiva riduzione della spesa pubblica che ha inciso sulla spesa farmaceutica e dal sempre maggior grado di liberalizzazione voluto dal Governo. Le modifiche normative del Governo Xxxxx sono diventate operative ed hanno prodotto l’apertura di nuove farmacie in tutto il territorio di riferimento gestite da privati che non hanno certamente i costi di gestione di organizzazioni complesse. Altro dato da considerare è che nell’ultimo periodo in Lombardia si sono visti fallimenti anche di farmacie singole, settore da sempre considerato molto remunerativo. Per reggere la concorrenza la società ha riorganizzato il servizio, lanciato il “progetto farmacie” per rendere “commerciali” i negozi, fornire nuovi servizi con forte specializzazione e ad alto valore aggiunto.

Il progetto dovrebbe completarsi nel 2018 con lo spostamento della farmacia San Carlo nei nuovi locali di pro- prietà e l’allargamento e rifacimento della farmacia di Santa Valeria.

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I risultati di questa attività sono ben visibili in quanto, negli ultimi tre anni, è aumentato il volume d’affari e la marginalità di settore; per non perdere quanto fatto bisogna ricercare aggregazioni per poter disporre di economie di scale sia negli acquisti che nella gestione. In Provincia di Monza e Brianza, e nei territori limitrofi, sono presenti alcune aziende pubbliche che gestiscono farmacie; con una di queste (ASSP S.p.A.) sono in corso verifiche di aggregazione.

Cogenerazione, micro cogenerazione, teleriscaldamento, gestione calore e fotovoltaico

ARERA sta definendo il quadro regolatorio di settore anche se vi sono ancora dubbi circa l’inquadramento di que- sta attività come servizio pubblico locale oppure quale attività imprenditoriale espletabile in libera concorrenza. Di fatto, nel panorama nazionale, sono presenti sia forme di regolazione implicita a livello locale - specialmente nell’ambito di schemi concessori o di delibere comunali- che esempi di reti private (come quelle aziendali). Pur non specificando la qualificazione giuridica del servizio, il Decreto n. 102/14 assume, comunque, primario rilievo nel quadro normativo proprio perché, per la prima volta, assoggetta le attività di settore a specifiche forme di regolazione e controllo da parte di ARERA.

Il Decreto tocca il settore del teleriscaldamento e del teleraffrescamento in tre punti del suo articolato. Nelle “Definizioni” (lettera gg, comma 2, art. 2) stabilisce che per “rete di teleriscaldamento e teleraffreddamento” si intende un “sistema di trasporto dell’energia termica, realizzato prevalentemente su suolo pubblico, finalizzato a consentire a chiunque interessato, nei limiti consentiti dall’estensione della rete, di collegarsi alla medesima per l’approvvigionamento di energia termica per il riscaldamento o il raffreddamento di spazi, per processi di lavorazione e per la copertura del fabbisogno di acqua calda sanitaria”.

In realtà questa descrizione non risolve i dubbi interpretativi già in essere perché non chiarisce quali sono i confini della rete di teleriscaldamento e cosa si intende per servizio di teleriscaldamento, teleraffrescamento e fornitura di acqua calda per uso domestico, non precisa il criterio per determinare la prevalenza dell’utilizzo del suolo pubblico e la qualificazione giuridica del servizio medesimo. Alla lettera tt) delle stesse “Definizioni” viene introdotto anche il concetto di “teleriscaldamento e teleraffreddamento efficienti” ovvero sistemi che usano, in alternativa, almeno il 50% di energia derivante da fonti rinnovabili, il 50% di calore di scarto, il 75% per cento di calore cogenerato, il 50% di una combinazione delle precedenti.

Vi saranno, inoltre, obblighi di unbundling anche per questo servizio con divieto di sussidi incrociati tra le diverse attività. La suddivisione delle poste economiche e patrimoniali, distinta per attività e comparti, dovrà riferirsi a ciascuna rete gestita dall’operatore per tener conto delle specifiche peculiarità, sia in termini di fonti energetiche utilizzate per la produzione del calore che in termini di variabili tecnico economiche rilevanti per la determi- nazione dei costi di erogazione del servizio (densità utenza, morfologia territorio etc.). Nel caso di presenza di cogenerazione è proposto l’utilizzo di specifici criteri di attribuzione delle poste contabili ovvero la metodologia del Benefit distribution method per l’attribuzione dei costi di combustibile e l’Alternative Sharing method per la determinazione dei costi fissi di investimento. Per quanto concerne le tempistiche di applicazione della disci- plina, l’Autorità prevede l’istituzione dell’obbligo di presentazione dei conti annuali separati a partire dall’anno civilistico 2018 con la possibilità di utilizzare criteri ex post per l’attribuzione delle poste di bilancio e l’utilizzo dei criteri di attribuzione ex ante a partire dal bilancio dell’anno 2019.

Nella situazione attuale non si intravedono gli interventi normativi atti a sviluppare il settore cogenerazione e teleriscaldamento che, anche a causa della politica energetica dell’ultimo decennio, non è in grado, soprattutto per gli impianti a metano, di garantire la dovuta redditività, se non addirittura il ritorno degli investimenti rea- lizzati. A questo si aggiunga la continua modifica delle decisioni assunte da alcuni enti che stanno mettendo in discussione anche i sistemi di calcolo dei certificati verdi, con consistenti riduzioni anche per il passato e con effetti economici e finanziari consistenti.

Anche le altre forme di efficientamento quali il rinnovo di centrali termiche tramite centrali di micro cogenerazio- ni dispongono di un quadro regolatorio incerto e di un atteggiamento sfavorevole da parte di tutti i soggetti coin- volti che spesso non permette di investire e quindi di aumentare l’efficientamento dell’intero sistema energetico.

Trasporto energia elettrica

Nell’ambito dell’attività di distribuzione dell’energia elettrica RetiPiù Srl gestisce l’ultima fase della filiera col processo di consegna dell’elettricità all’utente finale dopo la produzione/importazione e la trasmissione e si realizza attraverso un’infrastruttura di rete tipica quale è la rete di distribuzione elettrica capillare fino agli utenti o utilizzatori finali, attraverso punti di consegna dell’elettricità (POD). Nel dettaglio l’attività di trasporto dell’ener- gia elettrica comprende le operazioni di gestione, esercizio, manutenzione e sviluppo delle reti elettriche in alta, media e bassa tensione, affidate in concessione, ivi comprese le operazioni fisiche di sospensione, riattivazione e distacco e le attività di natura commerciale connesse all’erogazione del servizio di distribuzione. Il contesto

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di riferimento di settore è sicuramente più stabile di quello del gas, grazie al fatto che esso è regolamentato dal D.Lgs 16 marzo 1999 n.79, ai sensi del quale l’attività di trasporto dell’energia elettrica è svolta in regime di concessione rilasciata dal Ministero dell’industria, del commercio e dell’artigianato. RetiPiù Srl è titolare della concessione dell’attività di trasporto di energia elettrica nel comune di Seregno in scadenza nel 2030. La gara per l’affidamento del servizio predetto deve essere indetta non oltre il quinquennio precedente la scadenza del periodo transitorio e, quindi, non oltre il 31 dicembre 2025.

Centro Sportivo

Il contratto di servizio con il Comune di Seregno è cessato ex lege dal 01.01.2015, in quanto la normativa sui servizi pubblici ha di fatto annullato tutti i contratti di servizio in essere. Attualmente la società sta gestendo in attesa che il comune definisca le nuove modalità di gestione del servizio.

Le tariffe alla clientela vengono definite annualmente in accordo con il comune di Seregno che, dal 2017, si è intestato le forniture idriche ed energetiche ed ha previsto la copertura dei costi previsti a budget non coperti dai ricavi dell’utilizzo degli impianti. La delibera di Consiglio Comunale copre un periodo fino a tutto il 31.10.2018; ne consegue che a tale data la società dovrebbe consegnare gli impianti al nuovo gestore uscendo dal settore.

Illuminazione votiva

La società ha due contratti in essere rispettivamente con il comune di Giussano che scadrà al 2018 e con il comune di Seregno che scadrà al 2050. Alla scadenza dei contratti i due comuni dovranno celebrare apposita gara; il Gruppo deciderà se si tratta di un servizio di interesse e, in caso di interesse, quale società dovrà par- tecipare alla gara.

Fibra ottica

Gelsia Srl, e in minima parte AEB S.p.A. possiedono infrastrutture in fibra ottica a Seregno e nei comuni limitrofi che utilizzano per i propri impianti e mettono a disposizione, mediamente pagamento di canone di utilizzo, di terzi. Gelsia Srl sta gestendo inoltre un contratto per il comune di Seregno per il collegamento, tramite fibra ot- tica, di tutti gli edifici pubblici locali che ha permesso notevoli risparmi sul traffico e un servizio di qualità a tutte le scuole presenti sul territorio altrimenti improponibile per gli elevati costi da sostenere.

0.3 EVOLUZIONE DELLA REGOLAZIONE ED IMPATTI SULLE ATTIVITÀ DI INTERESSE DEL GRUPPO

Prescindendo dagli adeguamenti tariffari intervenuti nei settori di specifico interesse, gli interventi più incisivi sull’operatività delle società di vendita vengono di seguito dettagliati.

03.01 - VENDITA GAS METANO E ENERGIA ELETTRICA

Interventi che hanno riguardato entrambe le commodities:

Determina 16/16 - DMEG “Istruzioni Operative e delle strutture xml da utilizzare per gli scambi informativi in tema di autolettura nel settore elettrico di cui all’Allegato A alla deliberazione dell’Autorità 4 agosto 2016 463/2016/R/com”.

Il provvedimento fa seguito al mandato conferito alla Direzione Mercati (art. 13.b Del. 463/2016/R/com1) in tema di standardizzazione degli scambi informativi inerenti le autoletture EE, nonché di eventuali modifiche dei flussi già in uso, con l’obiettivo di semplificare la fatturazione a beneficio del cliente finale. Obiettivo finale è efficientare le modalità operative per la trasmissione, da parte del venditore al distributore, dei dati nei casi di autolettura periodica, voltura, switching e reclamo. Nell’ottica di semplificazione della fatturazione sopra citata, in particolare della comunicazione dei dati di autolettura da parte del cliente finale inserisce nei flussi informativi i campi relativi all’energia reattiva e alla potenza massima, esclusivamente per punti con potenza impegnata

>15 kW; i campi inerenti il codice del contratto di dispacciamento, la data di voltura, la data di switching e quella di acquisizione della misura (necessarie al distributore per la verifica del rispetto delle tempistiche di trasmissione dati); un campo note obbligatorio per le autoletture non validate, a meno che i motivi di non vali- dazione siano direttamente desumibili da quanto descritto nel file; i campi relativi al quarto totalizzatore (F4), da compilare esclusivamente in caso di visualizzazione del dato sul display del misuratore. Il provvedimento defini- sce le Istruzioni Operative (tracciati xml e sequenza dei flussi informativi) tra venditori e distributori per quanto

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riguarda la comunicazione da parte del cliente finale dei dati di autolettura e di successiva validazione da parte del distributore, modifica i flussi informativi standard relativi alla messa a disposizione da parte dei distributori agli utenti del trasporto dei dati di misura di voltura e dei dati di misura di switching. Le società di vendita sono tenute ad adeguarsi alle Istruzioni Operative coerentemente con l’entrata in vigore prevista.

Determina 1/2017 - DCCA “Approvazione del regolamento del portale operatori gestori e del manuale utente di cui all’articolo 13 del regolamento per l’attuazione da parte della società acquirente unico delle attività di avvalimento di cui all’articolo 7, comma 6 e all’articolo 44, comma 4 del d.lgs 93/11”.

Il provvedimento si inserisce a valle delle misure introdotte da ARERA con Xxx. 383/2016/E/com, finalizzate a promuovere e migliorare gli strumenti di risoluzione extragiudiziale delle controversie tra clienti finali e operatori; in particolare, a migliorare l’efficacia delle attività relative a reclami e controversie gestite in avvalimento di AU (predisponendo apposito Regolamento) e comprensive del Servizio di Conciliazione; rendere operativo, a partire da gennaio 2017, il Regolamento sulle attività di cui al precedente punto. Le società di vendita devono adeguarsi al Regolamento di Funzionamento del Portale (Regolamento) e al Manuale Utenti (Manuale).

Delibera 1/2017/R/eel

Con tale provvedimento l’ARERA ha dato attuazione ai contenuti più urgenti del Decreto MISE, rimandando a successivo provvedimento, in particolare, l’eliminazione del requisito di residenza anagrafica per l’accesso al bonus, in quanto impattante su vari fronti del TIBEG; si colloca nell’ambito dell’obiettivo strategico ARERA OS23 relativo alla revisione e semplificazione del bonus elettricità e gas e sviluppo di altri strumenti ad integrazione delle politiche sociali orizzontali; prevede in particolare la modifica del TIBEG, anche con riferimento al settore gas.

Delibera 69/2017/R/eel modifiche al “Servizio di maggior tutela: meccanismo di compensazione dei costi fissi sostenuti dagli esercenti il servizio”.

Il provvedimento fa seguito alle modifiche al TIV introdotte dalla Del. 659/2015/R/eel1 e relative alla remune- razione del servizio di maggior tutela riconosciuta agli esercenti, mediante specifiche componenti tariffarie, in funzione della dimensione degli esercenti stessi e della titolarità del servizio. Sono state identificate le seguenti tipologie imprese societariamente separate con numero POD > 10 Mln al 31/12/2015 (componente RCV); im- prese societariamente separate con numero POD ≤ 10 Mln al 31/12/15 (componente RCVsm); distributori che esercitano l’attività in forma integrata (componente RCVi). La componente prevista “RCV” per gli esercenti, in tutte le sue declinazioni, copre i costi di commercializzazione sostenuti. Contestualmente nel TIV sono stati definiti meccanismi di compensazione a favore dell’esercente la maggior tutela, qualora le componenti di com- mercializzazione sopra citate non risultino sufficienti a coprirei costi sostenuti. Tali meccanismi riguardano la copertura degli oneri conseguenti a morosità per prelievi fraudolenti (art. 16bis TIV) e connessi alle ricostruzioni di consumi da parte del distributore, per le quali la medesima impresa distributrice abbia evidenziato la natura fraudolenta di tali prelievi da parte del cliente finale; la compensazione della morosità (articolo 16ter) nel caso in cui il riconoscimento già implicito nelle componenti RCV, RCVsm e RCVi risulti inferiore agli oneri effettivamente sostenuti dal singolo operatore. Il presente provvedimento introduce un nuovo meccanismo di compensazione per l’uscita dei clienti dalla Maggior tutela e definisce le procedure per l’accesso a tale meccanismo.

Delibera 109/2017/R/eel “Avvio di procedimento per l’ottemperanza alle sentenze del Tar Lombardia, Sezione II, 31 gennaio 2017, 237, 238, 243 e 244, relative alla deliberazione dell’Autorità268/2015/R/eel, in tema di garanzie per l’esazione degli oneri generali del sistema elettrico”.

Il provvedimento fa seguito alle sentenze con cui il TAR Lombardia si è pronunciato sui ricorsi presentati da alcu- ni utenti del trasporto relativi a presunti profili di illegittimità del Codice di rete tipo (Del. 268/2015/R/eel2), con particolare riguardo alla facoltà attribuita al distributore di chiedere agli utenti del servizio di trasporto garanzie per il versamento degli oneri generali di sistema fatturati ai clienti finali (componenti A); al diritto del distributore di risolvere il contratto in caso di mancato versamento di detti oneri generali; agli obblighi dei venditori in materia di fatturazione e riscossione di detti oneri. Prevedeva l’avvio di un procedimento di riforma affidato alla Direzione Mercati, Retail e Tutele dei Consumatori di Energia; obblighi in capo alle imprese di distribuzione con riferimento alla quantificazione delle garanzie versate dagli utenti del trasporto; il rinvio a successivo provvedimento per il completamento della disciplina.

L’Autorità ha avviato un apposito procedimento, da concludersi entro il 31 dicembre 2017, per ottemperare alle sentenze del TAR Lombardia; individuare meccanismi di compensazione a favore degli utenti del servizio di trasporto e dei distributori a fronte di mancato incasso delle componenti A introdotte a copertura degli oneri generali di sistema. In merito alle sentenze citate il TAR, aderendo all’orientamento già in precedenza manife- stato dal Consiglio di Stato ha confermato la copertura degli oneri generali di sistema in capo ai clienti finali, né

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è rinvenibile nella legislazione vigente una norma che contempli una traslazione in capo ai venditori (utenti del trasporto) del predetto obbligo del cliente finale ed ha sostenuto che il potere dell’ARERA di intervenire autori- tativamente nella regolazione contrattuale possa consentire, a beneficio degli utenti e della tenuta del sistema, l’imposizione di garanzie a carico degli operatori nonché di disporre la risoluzione del contratto di trasporto in caso di inadempimento, ciò però soltanto laddove l’obbligazione garantita sia propria del soggetto gravato, cir- costanza che non sussisterebbe nel caso di specie. Il TAR ha precisato che il potere di etero integrare il contratto di trasporto, sotto il profilo della quantificazione delle garanzie (e della connessa risoluzione del contratto mede- simo per inadempimento), può avere a oggetto “prestazioni dovute da parte dei venditori, tra le quali rientra […] l’obbligo di versamento ai distributori degli oneri generali di sistema che i venditori abbiano già effettivamente riscosso presso i clienti finali” ed ha ritenuto legittima la regolazione dell’ARERA circa l’attribuzione al venditore dell’obbligo di fatturare e riscuotere gli oneri generali di sistema in capo ai clienti finali, corrispondendo il relativo gettito al distributore. Tale impostazione sebbene confermi la legittimità delle modalità di esazione preclude all’ARERA la possibilità di adottare misure che garantiscano l’esazione degli oneri generali e riducano il rischio di un potenziale danno erariale, non essendo più titolata ad intervenire nei rapporti tra distributore e utente del trasporto. Si consideri in aggiunta che nell’ambito del procedimento non è venuto meno l’obbligo, per i venditori e le imprese distributrici, di corrispondere le componenti tariffarie A fatturate (indipendentemente da quanto effettivamente incassato).

ARERA deve quindi considerare una pluralità di interessi in potenziale conflitto tra loro: l’esigenza dei venditori e delle imprese distributrici di non sopportare il rischio del mancato pagamento degli oneri generali da parte del cliente finale; l’esigenza dell’erario alla certezza della riscossione del gettito dell’imposizione parafiscale; l’esi- genza di continuare a garantire il finanziamento delle diverse e specifiche attività di interesse generale, anche di promozione e tutela dell’ambiente, cui sono destinati gli oneri generali di sistema.

In attesa di una completa revisione della disciplina delle garanzie, ARERA ritiene necessario ed urgente definire, in via cautelare, una disciplina transitoria che riveda l’attuale regolazione nella direzione indicata dalle sentenze TAR, facendo uso degli strumenti e delle informazioni disponibili che le garanzie dovute dall’utente del servizio di trasporto non possano che essere commisurate ad un valore rappresentativo della miglior stima degli oneri generali normalmente riscossi dagli operatori, sulla base del tasso di mancato incasso delle fatture (unpaid ratio) comunicato dagli operatori operanti nel mercato libero nell’ambito delle raccolte dati per la quantificazione delle componenti a copertura dell’attività di commercializzazione (media dei valori assunti per l’unpaid ratio ricono- sciuto nel mercato libero nel periodo 2015-2016 nelle regioni del Centro-Sud, in quanto maggiormente coinvolte dal fenomeno della morosità) che il processo di revisione dell’importo delle garanzie debba tener conto anche della riduzione delle tempistiche di risoluzione del contratto di trasporto in caso di inadempimento dell’utente, per le quali l’impatto si attesta, escludendo periodi in cui l’incidenza dei giorni festivi risulta particolarmente ele- vata, intorno a 5 giorni solari. Seguendo tali criteri, pertanto, ARERA stabilisce con Del 109/2017/R/eel che l’im- porto GAR, ossia la stima di tre (3) mesi di erogazione del servizio per i POD contenuti nel contratto di trasporto dell’utente (art. 2.5 e 2.7 Allegato B Del. 268/2015/R/eel) e l’importo massimo della garanzia, pari alla stima di cinque (5) mesi di erogazione del servizio per i POD contenuti nel contratto di trasporto dell’utente (art. 3.3 All. B Del. 268/2015/R/eel) debbano essere ridotti del 5,6% e che debba applicarsi una ulteriore riduzione del 4,9% alla quota parte del valore delle garanzie relativa alle sole componenti A. Ai distributori l’obbligo di adempiere all’adeguamento delle garanzie già versate dagli utenti del servizio di trasporto entro il decimo giorno lavorativo successivo alla fine di marzo 2017 (entro il 14 aprile 2017). ARERA ha rimandato eventuali interventi di modifica del testo dell’Allegato B Del. 268/2015/R/eel, anche al fine di consentire agli operatori di recepire in maniera organica e definitiva tutte le modifiche che saranno ritenute coerenti rispetto al nuovo assetto.

Delibera 130/2017/R/eel “Disposizioni funzionali all’aggiornamento delle informazioni contenute nel Registro centrale ufficiale del Sistema Informativo Integrato, conseguenti alla riforma tariffaria di cui alla deliberazione dell’Autorità 782/2016/R/eel”.

Il provvedimento fa seguito alle misure introdotte da ARERA con Del. 782/2016/R/eel1, secondo step della riforma delle tariffe di rete e delle componenti tariffarie a copertura degli oneri generali di sistema per i clienti domestici di energia elettrica definita con Del. 582/2015/R/eel2, con decorrenza dal 1°gennaio 2017 (riforma a regime da gennaio 2018).

Delibera 229/2017/R/eel “Disposizioni in merito alla prima configurazione dei misuratori 2G per la loro messa in servizio e relativi obblighi informativi a vantaggio dei clienti finali”.

Il provvedimento fa seguito alla Del. 87/2016/R/eel1 con cui ARERA ha definito, tra gli altri, i requisiti funzionali dei misuratori 2G e i livelli attesi di performance dei sistemi di smart metering 2G, i cui effetti sono in vigore dal 20 giugno 2016; ad apposito tavolo tecnico del 15 febbraio 2017, organizzato dall’ARERA per analizzare con

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gli operatori della vendita le problematiche connesse alle fasi di sostituzione dei misuratori; prevede in parti- colare la definizione di requisiti tecnici del misuratore 2G; obblighi informativi in capo ai venditori nei confronti dei clienti finali oggetto di sostituzione del misuratore. Le società di vendita sono tenute a riportare apposito messaggio nella Bolletta del cliente oggetto di sostituzione del misuratore di prima generazione con quello 2G e valutare la revisione delle proprie procedure di fatturazione al fine di prevedere l’inserimento del testo messo a disposizione dall’ARERA nei casi previsti.

Delibera 553/2017/R/eel “Modifica delle date di pubblicazione, da parte di Terna S.p.a., dei corrispettivi di dispacciamento. Precisazioni in merito all’applicazione del corrispettivo di non arbitraggio”.

Ridefinisce le tempistiche per la determinazione e la pubblicazione da parte di Terna S.p.A. dei corrispettivi di dispacciamento di cui agli artt. 44, 44bis e 45 della Del. 111/06, al fine di consentire ai venditori la possibilità di applicazione degli stessi nei contratti di vendita come corrispettivi “passanti”, dando così origine ad una semplificazione nella gestione sia per i venditori che per i clienti finali, attraverso il superamento della fattura- zione in acconto e successivo conguaglio. Le società di vendita sono tenute a adeguare le proprie procedure di fatturazione per recepire le nuove tempistiche di pubblicazione dei corrispettivi di cui agli artt. 44, 44bis e 45 della Del. 111/06.

Delibera 594/2017/R/eel “Disposizioni in merito alla gestione dei dati di misura nell’ambito del Sistema infor- mativo integrato, con riferimento al settore elettrico”.

Il provvedimento assegna, da gennaio 2018, al Sistema Informativo Integrato (SII) il ruolo di interfaccia comune unica per la messa a disposizione dei dati di misura nei confronti degli utenti del trasporto e dispacciamento. Il provvedimento individua i ruoli e le responsabilità dei soggetti coinvolti nelle procedure di messa a disposizione dei dati di misura e si inserisce in un processo di riforma che mira a rendere più efficiente l’intero sistema di in- terscambio dati. Le società di vendita sono tenute a monitorare la pubblicazione da parte del SII delle Specifiche Tecniche attuative della Delibera.

Delibera 629/2017/R/eel “Disposizioni alle imprese distributrici e ai venditori per le imprese a forte consumo di energia elettrica in ordine a fatturazione e rateizzazione dei conguagli relativi agli anni 2014 e 2015 e misure per la riduzione degli oneri finanziari dei venditori”.

Riguarda agevolazioni relative agli oneri generali di sistema per le imprese a forte consumo di energia (Imprese Energivore) e fa seguito in particolare al D.M. 5 aprile 2013, emanato in recepimento della Direttiva 2003/96/CE che riforma il quadro comunitario relativo alla tassazione dei prodotti energetici prevedendo, fra le altre cose, sgravi fiscali per le imprese a forte consumo di energia. Le società di vendita devono verificare se nel proprio portafoglio Clienti (e/o ex Clienti) siano presenti Imprese Energivore, prevedendo eventualmente il monitoraggio dell’aggiornamento periodico degli elenchi pubblicati da CSEA; modificare le proprie procedure di fatturazione al fine di dar seguito ai nuovi requisiti regolatori per i Clienti Finali classificati come Imprese Energivore; valutare l’opportunità di presentare istanza a CSEA in merito all’anticipazione degli importi rateizzati, e al meccanismo di riconoscimento dei crediti non riscossi adottando, se del caso, una specifica procedura per rispettare le sca- denze fissate dal provvedimento.

Delibera 684/2017/R/eel “Restituzione degli importi derivanti dall’applicazione delle parti variabili delle com- ponenti tariffarie a copertura degli oneri generali di sistema all’energia elettrica consumata ma non prelevata dalla rete pubblica, in attuazione del decreto-legge “Mille proroghe 2016”.

L’Autorità adegua la propria normativa a quella del Governo che ha stabilito che a decorrere dall’1 gennaio 2017 le parti variabili degli oneri generali di sistema siano applicate all’energia elettrica prelevata dalle reti pubbliche con obbligo di connessione di terzi, abrogando ogni altra normativa precedente in contrasto con tale disposizio- ne, e generando in particolare i seguenti effetti: applicazione delle componenti tariffarie a copertura degli oneri generali di sistema non più differenziata fra le varie categorie di SSPC a decorrere dalla suddetta data; abroga- zione di precedenti prescrizioni; inesigibilità delle componenti tariffarie che avrebbero dovuto essere applicate all’energia elettrica consumata ma non prelevata dalla rete pubblica, anche in relazione ai periodi antecedenti al 1°gennaio 2017, con l’unica eccezione della componente tariffaria MCT. Il provvedimento prevede particolari adempimenti in capo a distributori e utenti del trasporto a seguito delle modifiche legislative apportate all’assetto regolatorio dal Mille proroghe 2016; le società di vendita devono controllare preventivamente la presenza fra i propri Clienti finali di eventuali titolari di SSPC; procedere a verificare di aver effettivamente provveduto a fattura- re ai suddetti Clienti gli oneri generali di sistema riferiti all’energia prodotta ma non prelevata dalla rete pubblica addebitati dal distributore; mettere in atto opportune procedure per riscontrare che l’elenco dei POD comunicato dal distributore coincida con quello ricavato dall’analisi dei dati contenuti nei propri sistemi; procedere alla liqui- dazione nei confronti dei Clienti degli importi restituiti dal distributore ed effettivamente fatturati ai Clienti stessi; restituire a CSEA le somme in riferimento alle quali non sia possibile la liquidazione al Cliente finale.

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Delibera 700/2017/R/eel “Disposizioni in materia di applicazione del trattamento orario per i punti di immissio- ne e prelievo dotati di sistemi smart metering 2G”.

Il provvedimento prevede in particolare: modifiche all’Allegato A Del. ARG/elt 107/09 (TIS); ulteriori disposizioni per gli operatori del settore elettrico. Le società di vendita, in qualità di utente del dispacciamento, devono modificare le proprie procedure di programmazione dei prelievi tenendo conto, in prospettiva, dell’aumento graduale del numero di nuovi misuratori 2G messi in servizio e quindi del conseguente maggior numero di POD trattati orari.

Aggiornamenti condizioni economiche mercato libero

Per quanto attiene gli impatti dei provvedimenti di aggiornamento delle condizioni economiche le società di vendita hanno potuto considerare definitivi i valori degli oneri generali applicati nel 2016 e inizio 2017, non dovendo pertanto attendere eventuali possibili conguagli a valle dell’aggiornamento della disciplina da parte dell’ARERA. Inoltre, hanno dovuto aggiornare i prospetti tariffari utilizzati ai fini della fatturazione, relativi ad of- ferte contrattuali per le quali sia prevista l’applicazione delle componenti sopra descritte, le eventuali Schede di confrontabilità della spesa previste dal Codice di Condotta Commerciale per quanto attiene la stima della spesa risultante dall’applicazione delle condizioni economiche offerte sul mercato libero e i prospetti delle condizioni economiche di tutela pubblicati sul proprio sito internet. L’art. 16.2.a del Codice di Condotta prevede, infatti, che i corrispettivi utilizzati per il calcolo a preventivo della spesa annua si intendono vigenti alla data di presentazione dell’offerta.

Aggiornamenti condizioni economiche mercato maggior tutela riformata

Per quanto attiene gli impatti dei provvedimenti, le società di vendita hanno dovuto aggiornare i prospetti tarif- fari utilizzati ai fini della fatturazione, relativi ad offerte contrattuali per le quali sia prevista l’applicazione delle componenti sopra descritte, le eventuali Schede di confrontabilità della spesa previste dal Codice di Condotta Commerciale per quanto attiene la stima della spesa risultante dall’applicazione delle condizioni economiche offerte sul mercato di maggior tutela e i prospetti delle condizioni economiche di tutela pubblicati sul proprio sito internet.

Normative con impatto esclusivamente sulla vendita gas metano

L’Autorità nel corso del 2017 ha realizzato diversi interventi normativi, modificando l’operatività delle società di vendita. In particolare, appaiono di assoluto rilievo:

Delibera 678/2016/R/gas “Determinazione del corrispettivo Cp a copertura degli oneri derivanti dall’assicura- zione a favore dei clienti finali del gas, con decorrenza dal 1 gennaio 2017”.

Il provvedimento discende dall’approvazione delle disposizioni in materia di assicurazione clienti finali contro i rischi derivanti dall’uso del gas distribuito a mezzo di reti urbane e di trasporto per il quadriennio 2017-2020, definite nella Del. 223/2016/R/gas e fa seguito alla previsione della stessa Del. 223/2016/R/gas con cui ARERA ha rinviato a successivo provvedimento l’individuazione del valore del costo dell’assicurazione per punto di riconsegna assicurato (Cp).

Delibera 108/2017/R/gas “Modalità di determinazione delle condizioni economiche del servizio di tutela del gas naturale, a partire dal 1 gennaio 2018”.

Il provvedimento si colloca nell’ambito dell’obiettivo strategico ARERA OS10 relativo allo sviluppo di un maggiore grado di concorrenza nel mercato retail, anche attraverso la progressiva revisione del perimetro delle tutele di prezzo e prevede in particolare di modificare il TIVG per quanto attiene le condizioni economiche del servizio di tutela con estensione della validità delle attuali modalità di aggiornamento della componente CMEM; variazione delle modalità di aggiornamento della componente CCR; conferma del termine di applicazione delle componente GRAD.

Componente CMEM

Gli aggiornamenti pubblicati riguardanti la componente CMEM prevedono la modifica dell’art. 6.2 TIVG con estensione della sua applicabilità al massimo al periodo 1 ottobre 2017- 30 settembre 2018 (AT 2017-2018) o comunque fino al termine del regime di tutela di prezzo fissato dal legislatore, se antecedente; la conferma delle attuali modalità di aggiornamento dell’elemento PFOR basate sulle quotazioni forward trimestrali OTC rilevate presso l’hub TTF (tale scelta discende da valutazioni prudenziali dell’ARERA, che ritiene ancora prematuro il passaggio a riferimenti di prezzo nazionali in quanto il livello di liquidità rilevato non risulta ancora sufficiente- mente e omogeneamente sviluppato, seppure sia rilevabile un ulteriore progresso della liquidità del PSV rispetto

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al 2015) non è tale da garantire la minimizzazione dell’esposizione del potenziale benchmark di prezzo nazio- nale a rischi di manipolazione da parte degli operatori e la sussistenza di condizioni necessarie a consentire il passaggio dalle quotazioni dell’hub TTF alle quotazioni nazionali. Inoltre stabilisce a conferma delle modalità di aggiornamento dei costi di logistica nazionale ed internazionale espressi negli elementi QTint (copertura dei costi di natura infrastrutturale sostenuti fino all’immissione del gas in Rete Nazionale, nonché di quelli per il servizio di stoccaggio strategico; QTPSV, (copertura dei costi di trasporto dalla frontiera italiana al PSV); QTMCV (copertura degli elementi di maggiorazione del corrispettivo variabile CV).

Componente CCR

Il provvedimento sostituisce in toto l’art. 6bis TIVG con riferimento alla componente CCR. Gli aspetti di sostan- ziale rilevanza riguardano in particolare l’eliminazione dell’esplicito riferimento al periodo 1 ottobre 2016 - 31 dicembre 2017 con conferma delle modalità di quantificazione in precedenza adottate; l’aggiornamento del valore del rischio livello in considerazione di un tasso atteso di uscita dal servizio di tutela superiore a quanto rilevato in passato, ipotizzando conseguentemente una variazione della quantità di gas fornito pari al 10,8%; l’aggiornamento del valore del rischio pro-die per tener conto della diversa quantificazione stagionale della componente tariffaria CRVOS; l’aggiornamento del valore del rischio bilanciamento in base al differenziale tra il prezzo di sbilanciamento e il prezzo considerato per il calcolo del rischio profilo, considerando una probabilità di sbilanciamento pari al 10% nonché il valore vigente dello small adjustment; la conferma, per quanto concerne la quantificazione del rischio profilo e del rischio eventi climatici invernali, del loro adeguamento in funzione dell’esito delle aste per l’assegnazione della capacità di stoccaggio in maniera analoga a quanto già previsto dal TIVG. Per quanto attiene l’individuazione del valore della CCR in vigore dall’1 gennaio 2018 ARERA rimanda a successivo provvedimento, per tener conto dei risultati delle aste per il conferimento delle capacità di stoccaggio per il servizio di punta stagionale che si svolgeranno nel mese di marzo 2017, oltre che del valore già calcolato per il quarto trimestre del 2017 ai sensi della Del.166/2016/R/gas.

Componente GRAD

Per quanto attiene la componente GRAD ha confermato l’applicazione fino al 31 dicembre 2017, in ragione della cessazione, successivamente a tale data, della gradualità nell’applicazione della riforma delle condizioni economiche di tutela.

Le società di vendita hanno dovuto aggiornare, a partire dall’1 gennaio 2018, i prospetti tariffari utilizzati ai fini della fatturazione nei confronti dei clienti finali oggetto di servizio di tutela; offerte commerciali su mercato libero ancorate alle condizioni economiche del servizio di tutela (es. sconto su tutela); i prospetti delle condizioni economiche di tutela come pubblicati nel proprio sito internet secondo le previsioni di cui all’art. 18 del TIVG; le Schede di confrontabilità della spesa previste dal Codice di Condotta Commerciale.

Delibera 227/2017/R/gas “Adempimenti successivi al conferimento della capacità di stoccaggio per l’anno termico 2017/2018 - determinazione della componente CCR e del corrispettivo unitario variabile CRVOS”.

Il provvedimento fa seguito alla prospettiva emersa durante l’iter di approvazione del DDL Concorrenza (iter ancora in corso1) di superamento dei regimi di tutela di prezzo; alle previsioni della Del. 108/2017/R/gas rispetto all’individuazione del valore della componente CCR del servizio di tutela in vigore dall’1 gennaio 2018; infatti ARERA con Del. 108/2017/R/gas aveva rimandato la valorizzazione a successivo provvedimento, da emanarsi entro il mese di marzo2017, per tener conto dei risultati delle aste per il conferimento delle capacità di stoccag- gio per il servizio di punta stagionale da svolgersi nel medesimo mese di marzo 2017, oltre che del valore della CCR già calcolato per il quarto trimestre del 2017 ai sensi della Del. 166/2016/R/gas prevede in particolare la modifica del TIVG per quanto attiene la valorizzazione della componente CCR da 1 gennaio 2018; la fissazione del valore della componente CRVOS, ricompresa tra le componenti addizionali alla tariffa di trasporto gas a copertura di oneri generali del sistema gas, a partire dall’1 ottobre 2017. Le società di vendita sono tenute a continuare ad aggiornare i prospetti tariffari utilizzati ai fini della fatturazione nei confronti dei clienti finali oggetto di servizio di tutela.

Delibera 625/2017/R/gas “Aggiornamento dei valori percentuali necessari alla definizione dei profili di prelievo standard per l’anno termico 2017-2018, ai sensi del comma 5.3 del TISG”.

Ad ogni inizio dell’anno termico ARERA definisce e aggiorna con proprio provvedimento i valori c1% i, j,k, c2% k, t1% j,k e c4% k. Se le società di vendita utilizzano ai fini del calcolo delle proprie stime i profili di prelievo standard come definiti dal TISG, debbono provvedere all’aggiornamento nei propri sistemi dei valori dei nuovi

parametri.

Delibera 670/2017/R/gas

Il provvedimento si inserisce in un più ampio contesto regolatorio e fa seguito in particolare alla delibera 229/2012/R/gas che ha reso operativo il Testo Integrato Settlement Gas (TISG)1 che, al fine di assicurare un’ef-

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ficiente erogazione dei servizi di bilanciamento e di trasporto del gas naturale in riferimento alla determinazione dell’energia prelevata da ciascun Utente del Bilanciamento (UdB),definisce i criteri di profilazione convenzionale del prelievo dei PDR; le metodologie di esecuzione delle sessioni di bilanciamento mensili; le metodologie di esecuzione delle sessioni di aggiustamento annuali; responsabilità e obblighi informativi funzionali al settlement gas in capo al Responsabile del Bilanciamento (RdB), alle imprese di trasporto, agli UdB, alle imprese di distri- buzione di riferimento o sottese, e agli Utenti della distribuzione (UdD). (Del. 276/2015/R/gas di sospensione del processo relativo alla prima sessione di aggiustamento, riferita all’anno 2013, ai fini della verifica delle anomalie emerse in fase di calcolo delle partite fisiche ed economiche relative alla stessa. Nel corso della prima sessione di aggiustamento dall’avvio della nuova disciplina del settlement prevista dal TISG, fissata per maggio 2015, erano infatti emerse criticità circa gli esiti della sessione, ritenute dalla stessa ARERA difficilmente giustificabili nel contesto del normale funzionamento del meccanismo adottato e quindi potenzialmente distorsive. Un lungo processo di consultazione. La delibera è il risultato finale raggiunto attraverso un percorso di diversi documenti di consultazioni e definisce la disciplina transitoria per la determinazione delle partite fisiche nell’ambito delle sessioni di aggiustamento settlement gas a partire dal 2013 ponendo obblighi in capo alle imprese di distri- buzione, specie per quanto attiene la messa a disposizione dei dati di prelievo a RdB e i criteri di svolgimento delle sessioni di aggiustamento 2013-2016 da parte di RdB. Se le società di vendita operano come UdD devono adeguare i propri processi di gestione dei dati di misura al fine di poter procedere alla verifica dei dati trasmessi dall’impresa di distribuzione a RdB nell’ambito della procedura del settlement gas; trasmettere i dati a RdB e all’impresa di distribuzione in caso di inadempienza di quest’ultima nell’ambito delle sessioni di aggiustamento e bilanciamento; richiedere, in riferimento all’anno 2013 e qualora ritenuto opportuno, al distributore entro il 21 ottobre 2017 le anagrafiche dei PDR di cui all’art. 22 del TISG allora vigenti.

Delibera 737/2017/R/gas “Ottemperanza alla sentenza del Consiglio di Stato4825/2016, di annullamento della deliberazione ARG/gas 89/10 - Determinazione ora per allora del valore della materia prima gas per il periodo da ottobre 2010 fino alla Riforma gas dell’Autorità” (vedi anche Del. 275/2017R/gas e D.CO.463/2017/R/gas). Il provvedimento fa seguito alla Sentenza 4825/2016 con cui il Consiglio di Stato (CdS) ha respinto l’appello dell’ARERA contro le Sentenze del TAR Lombardia 665/2013 e 265/2014 aventi ad oggetto l’annullamento della Del. ARG/gas89/10 (e provvedimenti conseguenti) con specifico riferimento alla valorizzazione del coefficiente K introdotto per la riduzione del fattore QEt di aggiornamento della componente materia prima delle condizioni economiche del servizio di tutela a partire dall’1 ottobre 2010. Tale modifica in diminuzione indotta dall’incre- mento di liquidità nel mercato all’ingrosso europeo e mondiale associato, da un lato, alla congiuntura economica e, dall’altro, alla nuova disponibilità di gas non convenzionale negli Stati Uniti resa possibile dall’evoluzione tec- nologica, che secondo quanto indicato da ARERA nelle premesse alla Del. ARG/gas 89/10 aveva “portato ad una generale riduzione dei prezzi del gas sui mercati europei e potrebbe determinare l’opportunità di modificare le clausole dei contratti pluriennali di approvvigionamento degli importatori dai produttori esteri”. Con la Sentenza 4825/2016 il Consiglio di Stato ha annullato in via definitiva i provvedimenti oggetto del ricorso evidenziando che: “le conseguenze applicative delle deliberazioni assunte dall’Autorità hanno inciso negativamente, nei con- fronti dell’impresa che può essere ragionevolmente considerata il maggior operatore di settore (tra le parti pri- vate in causa), in misura praticamente doppia rispetto ai vantaggi che la stessa si è autonomamente procurata secondo logica di mercato ed in funzione della variabilità e variazione di alcuni suoi fattori (andamento dei prezzi e delle condizioni contrattuali rilevabili nei suoi mercati di approvvigionamento)”. Le censure dedotte mettono in luce la “carenza e l’inadeguatezza di motivazione degli atti impugnati”, in particolare della capostipite Del. ARG/gas 89/10, lasciando “impregiudicati i poteri dell’Autorità di adottare ogni eventuale deliberazione che la stessa riterrà opportuna o necessaria in conseguenza dell’esito del presente giudizio”. Non viene sostanzial- mente censurato il metodo di calcolo del coefficiente K utilizzato nel 2010, né diversamente potrebbe essere in quanto in base alla Sentenza 2833/13 “per consolidato orientamento giurisprudenziale, le valutazioni compiute dall’Autorità nell’ambito dell’attività di regolazione sono connotate da ampia discrezionalità e, per questa ragio- ne, possono essere sindacate dal giudice amministrativo solo nel caso in cui la stessa Autorità abbia effettuato scelte che si pongono in contrasto con quello che può essere definito il principio di ragionevolezza tecnica”. Le Delibere annullate riguardano gli aggiornamenti trimestrali delle condizioni economiche del servizio di tutela gas, da ottobre 2010 a dicembre 2011. Il coefficiente k, sebbene in forma attenuata, è presente nelle formule di calcolo della componente materia prima fino all’aggiornamento del terzo trimestre 2012, vale a dire per un periodo complessivo di 24 mesi, da ottobre 2010 a settembre 2012 (periodo di ricalcolo). Il provvedimento pre- vede in particolare la rideterminazione del coefficiente K con riferimento alle condizioni economiche di fornitura del gas naturale del servizio di tutela applicabili nel periodo 1 ottobre 2010 - 30 settembre 2012; il rimando ad un successivo Documento di Consultazione per la definizione delle modalità di regolazione degli eventuali con-

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guagli nei confronti dei clienti finali, con l’obiettivo di rispettare le tempistiche già ipotizzate per la conclusione del relativo procedimento (luglio 2018).

Aggiornamenti condizioni economiche mercato libero gas metano

In merito all’aggiornamento delle condizioni economiche le società di vendita operanti sul mercato libero devono aggiornare, entro 10 giorni lavorativi dalla pubblicazione, le schede di confrontabilità della spesa previste per i clienti finali domestici oggetto delle proprie offerte contrattuali e aggiornare i prospetti delle condizioni econo- miche di tutela pubblicati sul proprio sito internet. Hanno inoltre dovuto aggiornare i prospetti tariffari utilizzati ai fini della fatturazione, relativi ad offerte contrattuali per le quali sia prevista l’applicazione delle componenti sopra descritte.

Aggiornamenti condizioni economiche tariffa tutela gas metano

La delibera del 1° trimestre ha determinato un aumento del 4,7%; quella del 2° trimestre ha determinato una riduzione del 2,7%, quella del 3° trimestre ha determinato una riduzione del 2,9%, quella del 4° trimestre ha determinato un aumento del 2,8%. Le società di vendita hanno dovuto aggiornare i prospetti tariffari utilizzati ai fini della fatturazione, relativi ad offerte contrattuali per le quali sia prevista l’applicazione delle componenti sopra descritte; le eventuali Schede di confrontabilità della spesa previste dal Codice di Condotta Commerciale per quanto attiene la stima della spesa risultante dall’applicazione delle condizioni economiche offerte sul ser- vizio di tutela e aggiornare i prospetti delle condizioni economiche di tutela pubblicati sul proprio sito internet.

Normative con impatto sulla vendita gas metano e energia elettrica

Delibera 738/2016/R/com “Fatturazione e regole di rateizzazione: modifiche alla disciplina definita dalla deli- berazione dell’Autorità 463/2016/R/com”

Il provvedimento fa seguito a richieste di chiarimenti pervenute ad ARERA rispetto ad alcune previsioni del TIF e della Del.463/2016/R/com. ARERA ha ritenuto opportuno introdurre modifiche per rendere più chiara ed omogenea l’applicazione della disciplina; apporta correzioni ad errori materiali alla regolazione; prevede, in particolare, modifiche all’entrata in vigore del TIF; all’ambito di applicazione del TIF; alla disciplina fatturazione di periodo; ai criteri contabilizzazione dei consumi; alla disciplina dell’autolettura; alla disciplina degli indennizzi automatici; alla disciplina di rateizzazione pagamenti; al sistema di monitoraggio delle fatture. Le novità previste entrano in vigore con tempistiche differenziate dall’1 gennaio 2017 salvo, per un limitato numero di prescrizioni, dal 1° aprile 2017 in linea con le già previste decorrenze TIF e Del. 463/2016/R/com. Nel presente documento, in assenza di diversa specifica indicazione, le novità devono ritenersi in vigore dall’1 gennaio 2017; Per quanto attiene gli impatti del provvedimento si evidenzia in particolare come le società di vendita sono tenute ad adot- tare/aggiornare il proprio piano di recepimento della Del.463/2016/R/com in materia di gestione dati di misura, fatturazione, rateizzazione, riconoscimento indennizzi, etc.

Determina 18/16 - DMEG “Modifiche ed integrazioni alle Istruzioni Operative ed alle strutture xml da utilizzare per gli scambi informativi in tema di standard di comunicazione per entrambi i settori elettrico e gas”.

Il provvedimento si inserisce nel contesto della riforma degli standard di qualità previsti da Del.413/2016/R/ com (TIQV), che ha previsto la possibilità per i venditori, dal 1 gennaio 2017, di presentare una richiesta di dati tecnici anche nell’ambito delle procedure di conciliazione paritetiche. Dal 1 luglio 2017 sono entrate in vigore le modifiche alla Del. 646/2015/R/eel (TIQE) e Del.574/2013/R/gas (RQDG) relative alla revisione degli standard riguardanti la richiesta da parte del venditore e messa a disposizione da parte del distributore dei dati tecnici (anche in presenza di segnalazioni telefoniche pervenute dal cliente finale). Nel dettaglio, il provvedimento ag- giorna le “Istruzioni Operative in tema di standard di comunicazione tra distributori e venditori di EE” (Istruzioni EE) introdotte con Det. 3/2010. Per quanto attiene gli impatti del provvedimento, si evidenzia in particolare come il venditore è tenuto a prendere visione delle Istruzioni Operative; implementare nuove funzionalità nei propri si- stemi informativi per adeguarli alle novità dei flussi di comunicazione previste nelle Istruzioni operative; valutare la necessità di adeguamento delle proprie procedure/prassi operative nei confronti dei distributori.

Delibera 795/2016/R/com “Modifiche alla regolazione della qualità commerciale del servizio di distribuzione dell’energia elettrica e del gas naturale e alla regolazione della qualità commerciale del servizio di vendita per la prestazione di messa a disposizione di dati tecnici richiesti dal venditore”.

Il provvedimento si inserisce nel contesto della riforma degli standard di qualità previsti dalla Del. 413/2016/R/ com (TIQV)che ha previsto, tra gli altri la possibilità per i venditori, dal 1 gennaio 2017, di presentare una richie- sta di dati tecnici anche nell’ambito delle procedure di conciliazione paritetiche; l’entrata in vigore, dal 1 luglio 2017, delle modifiche alla Del. 646/2015/R/eel (TIQE) e Del.574/2013/R/gas (RQDG) relative alla revisione degli

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standard riguardanti la richiesta da parte del venditore e conseguente messa a disposizione da parte del distri- butore dei dati tecnici (anche in presenza di segnalazioni telefoniche pervenute dal cliente finale); deve leggersi in combinazione con la Determina 18/2016 - DMEG1 che ha aggiornato lo standard nazionale di comunicazione; prevede in particolare modifiche al TIQE e modifiche al TIQV.

Gli aggiornamenti riguardano in particolare:

Modifiche al TIQE:

• (art. 91.4) introduzione e definizione puntuale di nuove tipologie di “altri dati tecnici” ai fini dell’individuazione dello standard di flusso di richiesta applicabile (in coerenza con la Tab. 20 TIQE più sotto riportata): ricostru- zione consumi per malfunzionamento del gruppo di misura; richieste relative a dati di misura per periodi > 2 anni; richieste relative a POD trattati orari; verifiche relative a dati anagrafici del POD relativi a periodi in cui la rete era gestita da un operatore diverso; verifiche relative a dati anagrafici del POD per periodi anteriori a più di 12 mesi dalla data della richiesta; richieste relative ad interruzioni del servizio di distribuzione; richieste relative a contestazioni del cliente in sede di esecuzione lavori di aspetti tecnici;

• (art. 91.6) introduzione della possibilità a partire da luglio 2017, per il distributore, di poter riclassificare,

da semplici a complesse, le richieste di “altri dati tecnici” pervenute qualora il soddisfacimento delle stesse necessiti un sopralluogo. Tale facoltà è espressamente prevista, previa comunicazione motivata del distri- butore al venditore, nei casi di: richiesta riferita a reclamo scritto; richiesta scritta di informazioni; procedura paritetica di conciliazione;

• sostituzione della Tab. 20 relativa ai “Livelli specifici e generali di qualità commerciale riferiti al tempo di messa a disposizione del venditore di dati tecnici” (in rosso le novità introdotte).

Modifiche al TIQV:

Il provvedimento introduce nuove tipologie di richiesta di dati tecnici: reclami telefonici; richieste di informazioni telefoniche; richiesta nell’ambito di procedure di conciliazione paritetica (Rispetto alla formulazione generale dell’art. 16.4 TIQV, tale classificazione è stata dettagliata sulla base di quanto previsto da Det. 18/2016 - DMEG). Per quanto attiene gli impatti del provvedimento, si evidenzia in particolare come il venditore è tenuto a prendere visione dei successivi provvedimenti collegati alle novità dei flussi di comunicazione, adeguando i proprio flussi informativi e a valutare la necessità di adeguamento delle proprie procedure/prassi operative nei confronti dei distributori.

Delibera 94/2017/R/com “Modifiche e integrazioni al Testo integrato delle modalità applicative dei regimi di compensazione della spesa sostenuta dai clienti domestici disagiati per le forniture di energia elettrica e gas naturale”.

Il provvedimento fa seguito al Decreto del 29 dicembre 2016 con il quale il MISE ha apportato modifiche alla disciplina inerente l’erogazione del bonus elettrico, riguardanti in particolare l’aumento dell’entità del bonus, riferendolo alla spesa al lordo di tasse e imposte; l’indicizzazione della soglia massima ISEE per l’accesso al bonus all’indice ISTAT dei prezzi al consumo; l’eliminazione della condizione secondo cui può essere agevolata solo la fornitura attiva presso la residenza anagrafica del soggetto che ha i requisiti per l’accesso al bonus e alla delibera 1/2017/R/eel sopra citata. Le novità previste trovano applicazione dall’1 giugno 2017.

Per quanto attiene gli impatti del provvedimento, si evidenzia in particolare come il venditore è tenuto a con- tinuare ad applicare la disciplina del TIBEG, tra le altre gestendo gli scambi informativi con il distributore; ef- fettuando le verifiche sui dati forniti dai clienti domestici rispetto a quelli forniti dal distributore; trasferendo ai clienti titolari di bonus le compensazioni riconosciute dal distributore; tenendo separata evidenza contabile delle compensazioni ricevute dalle imprese di distribuzione e trasferite ai clienti finali; garantendo il rispetto delle informative previste (web, fattura/bolletta, contratti, etc.).

Delibera 129/2017/R/com “Bolletta 2.0: modifiche e integrazioni alle deliberazioni dell’Autorità 501/2014/R/ com e 200/2015/R/com per clienti non domestici alimentati in bassa tensione”.

Il provvedimento fa seguito, in particolare, alle previsioni della Del. 582/2015/R/eel in merito all’avvio del gradua- le superamento, dall’1 gennaio 2017, della progressività delle componenti tariffarie applicate ai clienti domestici in bassa tensione a copertura degli oneri generali di sistema; obbligo, per i distributori, di rilevare attraverso contatori elettronici telegestiti il valore massimo mensile di potenza prelevata dai clienti domestici; obbligo, per i venditori, di mettere a disposizione dei clienti domestici tali valori di potenza prelevata entro il 2016, per stimolare i clienti ad un utilizzo più attento e consapevole della potenza contrattualmente impegnata; aumento della granularità dei livelli di potenza contrattualmente impegnabile a partire dal 1 gennaio 2017, lasciando in tal modo al cliente una maggiore scelta del livello più adeguato alle proprie esigenze; riduzione, per un periodo di almeno 24 mesi, dell’entità dei contributi di connessione e dei diritti fissi che il cliente deve riconoscere al distributore per variazioni di potenza contrattualmente impegnata effettuata da remoto (senza intervento in

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loco). Per quanto attiene gli impatti del provvedimento, si evidenzia in particolare come le società di vendita sono tenute a aggiornare il lay-out della propria bolletta sintetica; verificare la necessità di modifica delle procedure di acquisizione dati e pubblicazione degli stessi nella bolletta; provvedere all’aggiornamento del Glossario.

Delibera 228/2017/R/com “Testo integrato in materia di misure propedeutiche per la conferma del contratto di fornitura di energia elettrica e/o di gas naturale e procedura ripristinatoria volontaria” (TIRV)

Il provvedimento fa seguito alla più ampia riforma avviata con D.lgs. 21/2014 (di modifica degli artt. 49, 50, 51 e 66 quinquies del Codice del Consumo), in recepimento della Direttiva 2011/83/UE, per effetto della quale nel xxxxx xxx 0000 XXXXX, con Del.266/2014/R/com aveva adeguato il dettame della Del. 153/2012/R/com alle nuove previsioni del Codice del Consumo. Con riferimento alla disciplina dei reclami e della risoluzione extra- giudiziale delle controversie, si inserisce nel procedimento di riforma e razionalizzazione avviato con il D.lgs. 130/2015 (di modifica della parte V del Codice del Consumo), seguito dalla Del. ARERA 410/2014/E/com ed ha come obbiettivo quello di fornire al Cliente finale uno strumento di tutela ulteriore, complementare e preventivo rispetto a quello garantito dal Codice del Consumo; riunisce in un unico testo integrato le disposizioni di cui alle Del. 153/2012/R/com e 266/2014/R/com in modo da assicurare al Cliente finale un’adeguata consapevolezza degli strumenti di tutela offerti, chiarendone le modalità di attuazione. Le società di vendita devono valutare la necessità di interventi ai testi contrattuali e alle procedure commerciali; programmare ed attuare per tempo eventuali modifiche ai propri testi contrattuali e alle proprie procedure di acquisizione del cliente, tanto con riferimento ai contratti conclusi con clienti domestici quanto con clienti non domestici; valutare l’adozione di un protocollo di autoregolazione volontaria.

Determina 8/2017-DMRT “Modifiche e integrazioni alle Istruzioni Operative e alle strutture xml da utilizzare per lo scambio dei dati di fatturazione del servizio di trasporto”.

Regolamenta l’estensione con il D.L. 50/2017del meccanismo di riscossione dell’IVA “split payment”, inizial- mente previsto nei confronti della sola Pubblica Amministrazione (P.A.), anche alle forniture verso società a con- trollo pubblico e, qualora quotate in borsa, alle loro società controllate. Il provvedimento, prevede, a partire dal 1 luglio 2017, l’adozione di opportune variazioni alle modalità di fatturazione del servizio di trasporto di energia elettrica ed in particolare modifica le istruzioni operative dell’ARERA; gli “Schemi xml” relativi ai tracciati di fattu- razione. Le società di vendita rientranti nella normativa dello split payment, devono adeguare la procedura di ge- stione dei documenti di fatturazione emessi dall’impresa di distribuzione e adeguare i propri sistemi informativi. Delibera 639/2017/E/com “Disciplina della procedura decisoria per la risoluzione delle controversie tra clienti o utenti finali e operatori o gestori nei settori regolati dall’Autorità per l’energia elettrica il gas e il sistema idrico”. Il provvedimento fa seguito al Testo Integrato della regolazione della Qualità dei servizi di Vendita di energia elettrica e di gas naturale (TIQV - Del. 413/2016/R/com) che disciplina, tra le altre, il cosiddetto primo livello di gestione delle controversie costituito dai reclami dei clienti finali alimentati in bassa pressione (GAS) e/o bassa e media tensione (EE); Testo Integrato in materia di procedure di risoluzione extragiudiziale delle Controversie tra clienti o utenti finali e operatori o gestori nei settori regolati dall’Autorità (TICO - Del. 209/2016/E/com) con cui ARERA disciplina il secondo livello di gestione delle controversie, prevedendo in particolare: il tentativo obbligatorio di conciliazione presso il Servizio Conciliazione dell’ARERA quale condizione di procedibilità per l’azione giudiziale; l’applicabilità dall’1 gennaio 2017 alle medesime tipologie di clienti di cui al TIQV, compresi i prosumer; l’obbligatorietà della partecipazione alla conciliazione per tutti i venditori e i distributori; l’alternatività della procedura dinanzi al Servizio Conciliazione rispetto all’esperimento del tentativo obbligatorio di conciliazio- ne anche mediante altre procedure di risoluzione extragiudiziale delle controversie. Lo svolgimento del tentativo obbligatorio di conciliazione non preclude la concessione di provvedimenti giudiziali urgenti e cautelari; preve- de, in particolare l’approvazione della Disciplina della procedura decisoria per la risoluzione delle controversie (Disciplina decisoria); l’applicazione della Disciplina decisoria ai clienti finali che hanno stipulato o intendono stipulare un contratto di fornitura di energia elettrica o gas naturale per uso proprio. L’entrata in vigore della Disciplina decisoria a partire dall’1 gennaio 2018.

Delibera 593/2017/R/com “Evoluzione del sistema indennitario: implementazione nel SII e disciplina della sua applicazione al settore del gas naturale”.

Ha come obiettivo il miglioramento degli strumenti a tutela del credito a disposizione delle aziende di vendita che ha interessato la regolazione negli ultimi anni. (vedasi Del. ARG/elt 191/09 istitutivo del Sistema Indennitario per gestire, per i punti di fornitura (POD) connessi in Bassa Tensione (BT), il riconoscimento di un indennizzo nei confronti del venditore oggetto di un recesso contrattuale da parte del cliente (switch-out) e contestuale mancato incasso del credito relativo alle fatture degli ultimi tre mesi di erogazione del servizio, prima della data di effetto dello switch-out; l’estensione dell’intero Sistema Indennitario anche al settore del gas naturale, seppur limitato ai clienti domestici e non domestici con consumi annui fino a 50.000 Smc/a; la Del. 258/2015/R/com

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che oltre a introdurre il TIMOE e modifiche al TIMG ha modificato in parte la disciplina semplificata del Sistema Indennitario all’epoca in vigore; ha rimandato a successivo provvedimento l’adozione di una disciplina unitaria per il settore dell’energia elettrica e del gas naturale; la disciplina dei processi di gestione, nel settore elettrico, della voltura (Del. 398/2014/R/eel) e dello switching (Del. 487/2015/R/eel) e la relativa adozione nell’ambito del SII, propedeutica in ogni caso alla corretta implementazione nel SII medesimo anche del Sistema indennitario; la disciplina del processo di gestione, nel settore gas, della voltura (Del. 102/2016/R/com).

Delibera 783/2017/R/com “Disposizioni in materia di revisione delle modalità implementative relative alla disciplina del recesso dai contratti di fornitura di energia elettrica e gas”.

Il provvedimento rientra nella ampia riforma della disciplina dello switching riconducibile alla Del. 487/2015/R/ eel che, recependo le previsioni della Direttiva 2009/72/CE e del D. Lgs. 193/11, ha fissato l’esecuzione dello switching in un tempo massimo di 3 (tre) settimane. La norma conferma il diritto di recesso da un contratto di fornitura senza applicazione di penali o spese di chiusura, qualora esercitato nel rispetto dei termini di preavviso previsti, che nel caso di recesso per cambio venditore l’uscente debba ricevere la comunicazione di recesso entro e non oltre il giorno 10 (dieci) del mese precedente la data di cambio venditore, adeguando in tal modo le tempistiche di recesso a quelle garantite per lo switching; l’entrante a dover effettuare la comunicazione di recesso nei confronti del venditore uscente, indipendentemente dalla tipologia di cliente. A tal proposito il cliente finale deve rilasciare al venditore entrante, all’atto della conclusione del contratto di fornitura, un’apposita pro- cura affinché quest’ultimo possa recedere dal contratto di fornitura con il venditore uscente in nome e per conto del cliente con comunicazione tramite SII. Nelle more dell’implementazione del SII, si prevede che la comuni- cazione di recesso venga esercitata a mezzo PEC; nel caso di clienti serviti in Maggior Tutela che concludono un contratto di Mercato Libero non debba essere inviata la comunicazione di recesso all’esercente la Maggior Tutela, eliminando così l’onere per il cliente di recedere espressamente dal contratto e riducendo al minimo il tempo necessario per risolvere il contratto. Le società di vendita devono attuare per tempo le necessarie modi- fiche ai propri testi contrattuali variando le condizioni generali di recesso.

Offerte PLACET a garanzia dello sviluppo del mercato libero per il gas metano e l’energia elettrica

Il DDL concorrenza (divenuto Legge 124/17 “Legge annuale per il mercato e la concorrenza) ha previsto la com- pleta liberalizzazione del mercato retail gas ed energia elettrica dla 1° Luglio 2019 ed ha dato specifici compiti ad ARERA) e al MiSE per aiutare lo sviluppo del mercato libero e definire le condizioni per permettere ai piccoli consumatori di partecipare, con cognizione di causa al mercato libero del gas metano e dell’energia elettrica. Su tale materia ARERA ha approvato diverse delibere:

• Delibera 555/2017/R/com “Offerte “A Prezzo Libero A Condizioni Equiparate di Tutela” (offerte P.L.A.C.E.T.) e condizioni contrattuali minime per le forniture ai clienti finali domestici e alle piccole imprese nei mercati liberi dell’energia elettrica e del gas naturale”. Il provvedimento si inserisce nell’obiettivo strate- gico “OS10 - Aumento della concorrenza del mercato”;

• Delibera 610/2017/R/com “Avvio di tre procedimenti per l’attuazione dei primi interventi previsti dalla legge 4 agosto 2017, n. 124 (Legge annuale per il mercato e la concorrenza) relativi all’ulteriore sviluppo del mercato retail e alla cessazione della tutela di prezzo per i clienti domestici e le piccole imprese nei settori dell’energia elettrica e del gas naturale”;

• Delibera 746/2017/R/com “Obblighi di informazione, in capo ai venditori, disposti dalla Legge Concorrenza 2017 in relazione al superamento delle tutele di prezzo al 2019, nei settori dell’energia elettrica e del gas naturale. Ulteriori iniziative di capacitazione a vantaggio dei clienti finali di piccole dimensioni”;

• Delibera 762/2017/I/eel “Proposta al Ministro dello Sviluppo Economico in merito all’Elenco dei soggetti abilitati alla vendita di energia elettrica ai clienti finali”.

Si tratta di provvedimenti rientranti nell’obiettivo strategico “OS10 - Aumento della concorrenza del mercato” con cui ARERA mira all’aumento della partecipazione dei clienti finali al mercato energetico con il fine ultimo di un assetto in cui il mercato libero costituisca la modalità normale di approvvigionamento anche per i clienti di piccola dimensione. In particolare per poter sviluppare il mercato retail cerca di garantire la piena confrontabilità e l’evidenza pubblica delle offerte di fornitura di energia elettrica e gas tramite la realizzazione e la gestione da parte del Gestore del SII di un portale informatico per la raccolta e pubblicazione in modalità open data delle offerte vigenti sul mercato retail con riferimento ai clienti di piccola dimensione con obbligo per i venditori di tra- smettere le suddette offerte; ha costituito un comitato tecnico consultivo atto a creare una diretta connessione tra Autorità e i soggetti interessati in ordine ai contenuti presenti sul portale informatico; ha obbligato le società di vendita a fornire almeno una proposta di offerta di a prezzo variabile e una a prezzo fisso sia per il gas metano che per l’energia elettrica. Ulteriori obblighi riguardano la pubblicazione sul proprio sito web delle offerte sopra indicate (offerte PLACET).

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03.02 - DISTRIBUZIONE GAS METANO

Il servizio di distribuzione del gas naturale è soggetto all’attività regolatoria dell’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente. L’Autorità è un organismo indipendente, istituito con la Legge 14 novembre 1995,

n. 481 con il compito di tutelare gli interessi dei consumatori e di promuovere la concorrenza, l’efficienza e la diffusione di servizi con adeguati livelli di qualità, attraverso l’attività di regolazione e di controllo. In particolare compito dell’Autorità è quello di regolare tutti gli aspetti connessi all’erogazione del servizio nei confronti degli utenti; tale attività incide direttamente sui fondamentali economici dei rapporti commerciali nei quali si traduce l’espletamento del servizio, quali la definizione delle condizioni economiche, delle condizioni di accesso e di erogazione del servizio, quali gli standard qualitativi minimi. La regolazione tariffaria rappresenta l’elemento più importante per le imprese di distribuzione, con essa infatti Autorità definisce tutti gli elementi che concorrono alla remunerazione del servizio ed alla valorizzazione degli asset aziendali. Di seguito si riportano gli interventi più incisivi dell’Autorità.

Delibera 583/2015/R/com: approva i nuovi criteri per la determinazione e l’aggiornamento del tasso di remu- nerazione del capitale investito per i servizi infrastrutturali dei settori elettrico e gas (TIWACC 2016-2021), che trovano applicazione nel periodo 1 gennaio 2016 - 31 dicembre 2021.

Il TIWACC riporta la formula per la determinazione del WACC e relativo aggiornamento, considerando i diversi parametri che lo compongono: tasso reale di rendimento del capitale proprio (sulla base del tasso di rendimento delle attività prive di rischio, del livello di inflazione, del total market return TMR e del livello del premio per il rischio paese CRP); costo del debito in termini reali; aliquota teorica di incidenza delle imposte sul risultato di esercizio; aliquota fiscale per il calcolo dello scudo fiscale degli oneri finanziari; livello di gearing per il servizio infrastrutturale regolato; fattore correttivo per la copertura delle imposte sui profitti nominali. Inoltre, individua i parametri specifici dei diversi servizi con riferimento al livello di gearing (rapporto tra il capitale di debito e la somma di capitale proprio e capitale di debito) e al parametro b (misura del rischio sistematico e non diversifica- bile per ciascun servizio) in vigore dal’1 gennaio 2016 (ad eccezione dei parametri b relativi al settore elettrico, la cui fissazione avverrà a breve nell’ambito delle decisioni di revisione del periodo regolatorio). Nell’Allegato alla delibera sono quindi riportate tabelle con i valori specifici di parametri base del WACC, del livello di gearing, del b e del WACC. L’Autorità ha, infine, previsto un meccanismo di aggiornamento a metà periodo, per consentire gli aggiustamenti del tasso in funzione dell’andamento congiunturale.

La revisione della metodologia ha comportato la fissazione per il triennio 2016-18 di un rendimento sul capitale investito (in termini reali e pre-tasse) pari al 6,1% per la distribuzione gas e al 6,6% per la misura gas, con una riduzione di circa 80 punti base rispetto ai valori del 2015.

La tabella sintetizza i valori del WACC per i diversi servizi infra-strutturali dei settori elettrico e gas.

SERVIZIO	2016	2017	2018
Trasmissione energia elettrica	5,3%	5,3%	5,3%
Distribuzione e misura energia elettrica	5,6%	5,6%	5,6%
Stoccaggio	6,5%	6,5%	6,5%
Rigassificazione	6,6%	6,6%	(A)
Trasporto gas	5,4%	5,4%	(B)
Distribuzione gas	6,1%	6,1%	6,1%
Misura gas	6,6%	6,6%	6,6%

(A) - I valori saranno definiti in occasione della revisione tariffaria per il quinto periodo di regolazione per il servizio di rigassificazione. (B) - I valori saranno definiti in occasione della revisione tariffaria per il quinto periodo di regolazione per il servizio di trasporto del gas naturale. Fonte: Autorità.

Il 2017 è il quarto anno del quarto periodo regolatorio (2014-2019) del sistema tariffario della distribuzione e misura del gas, disciplinato dalla delibera 367/2014.

Il sistema tariffario risulta in continuità con l’anno precedente ed assicura a ciascun distributore un vincolo ai ricavi ammessi determinato dall’ARERA sulla base dei costi riconosciuti, espressi dalle tariffe di riferimento e dal numero medio di punti di riconsegna serviti nel 2016, rendendo i ricavi indipendenti dalla dinamica dei volumi distribuiti. Questo risultato viene ottenuto attraverso opportuni meccanismi di perequazione tariffaria che

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consentono ai distributori di regolare con la Cassa per i servizi energetici e ambientali (CSEA) le differenze tra il proprio ricavo ammesso e il ricavo conseguito dalla fatturazione verso le società venditrici (determinato dall’ap- plicazione ai clienti di tariffe obbligatorie determinate dall’Autorità per ambiti macroregionali). In particolare:

• il capitale investito riconosciuto nelle tariffe dell’anno t (2015) copre gli investimenti realizzati fino all’anno t-1 (2015), mediante l’applicazione di un tasso di remunerazione del capitale (WACC) pari al 6,1% per il servizio di distribuzione ed al 6,9% per quello di misura; è previsto il riconoscimento in tariffa degli ammortamenti calcolati sulla base delle vite utili regolatorie;

• i livelli dei costi operativi riconosciuti (differenziati per dimensione dell’impresa e densità della clientela) sono aggiornati tramite l’indice inflativo FOI pubblicato dall’Istat.

Sulla base di tali principi, con delibera 220/2017/R/gas l’Autorità ha approvato per il 2017 le tariffe di riferimento provvisorie per i servizi di distribuzione e misura del gas (basate su una stima degli investimenti del 2016).

Delibera 775/2016/R/gas: approva la nuova versione della Regolazione delle tariffe dei servizi di distribuzione e misura del gas per il periodo di regolazione 2014-2019 (RTDG), a valle delle modifiche in materia di costi opera- tivi riconosciuti, di determinazione della componente tariffaria a copertura dei costi delle verifiche metrologiche, di riconoscimento dei costi dei sistemi di telelettura/telegestione e dei concentratori e di definizione dei costi standard dei gruppi di misura elettronici, per il triennio 2017-2019.

Delibera 774/2016/R/gas: approva le tariffe obbligatorie per i servizi di distribuzione, misura e commercializza- zione del gas naturale, di cui all’articolo 40 della RTDG e gli importi di perequazione bimestrale d’acconto relativi al servizio di distribuzione del gas naturale, di cui all’articolo 45 della RTDG, per l’anno 2017.

Con il medesimo provvedimento viene approvato l’ammontare massimo del riconoscimento di maggiori oneri derivanti dalla presenza di canoni di concessione, di cui all’articolo 59 della RTDG, per le imprese distributrici che hanno presentato istanza e fornito idonea documentazione

Delibera 859/2017/R/gas: fissa le tariffe obbligatorie per i servizi di distribuzione, misura e commercializzazio- ne del gas naturale, di cui all’articolo 40 della RTDG e gli importi di perequazione bimestrale d’acconto relativi al servizio di distribuzione del gas naturale, di cui all’articolo 45 della RTDG, per l’anno 2018.

Delibera 704/2016/R/gas “Disposizioni in materia di riconoscimento dei costi relativi agli investimenti nelle reti di distribuzione del gas naturale”: avvia il tavolo di lavoro tecnico congiunto (tra le imprese di distribuzione, anche attraverso le associazioni di categoria, e gli Uffici dell’Autorità) allo scopo di definire una struttura di prez- zario condivisa per il riconoscimento dei costi relativi agli investimenti nelle reti di distribuzione del gas naturale a partire dagli investimenti del 2018. Con la medesima deliberazione viene introdotto un tetto al riconoscimento dei costi unitari di capitale per le località in avviamento a partire dagli investimenti del 2017.

Delibera 574/2017/R/gas: avvia un procedimento per la definizione dei costi standard inclusivi dei costi di in- stallazione e messa in servizio da applicare ai gruppi di misura del gas per gli anni 2018 e 2019. Il provvedimen- to prevede che nell’ambito di tale procedimento possa essere ridefinita la percentuale di sharing dei maggiori/ minori costi di investimento sostenuti dalle imprese rispetto al costo standard.

Delibera 759/2017/R/gas: pubblica il documento per la consultazione con il quale vengono illustrati gli orienta- menti dell’Autorità in relazione alle seguenti tematiche, in materia di riconoscimento dei costi relativi al servizio di misura sulle reti di distribuzione di gas naturale: criteri per la definizione dei costi standard inclusivi dei costi di installazione e messa in servizio da applicare ai gruppi di misura del gas naturale, per gli anni dati 2018 e 2019; revisione della componente tariffaria a copertura dei costi relativi alle verifiche metrologiche, per gli anni tariffari 2018 e 2019; modalità di riconoscimento su base parametrica dei costi relativi ai sistemi di telelettura/ telegestione e dei costi dei concentratori, per gli anni tariffe 2018 e 2019.

Delibera 904/2017/R/gas: adotta disposizioni in relazione alle seguenti tematiche, oggetto del documento per la consultazione 759/2017/R/gas: modalità di riconoscimento dei costi relativi ai sistemi di telelettura/telege- stione e dei costi dei concentratori, per gli anni tariffari 2018 e 2019; criteri per la definizione dei costi standard inclusivi dei costi di installazione e messa in servizio da applicare ai gruppi di misura del gas naturale per gli anni dati 2018 e 2019; revisione delle modalità di riconoscimento dei costi relativi alle verifiche metrologiche, per gli anni tariffari 2018 e 2019. Con il medesimo provvedimento viene posticipata all’anno 2019 l’applicazione del prezzario e del relativo metodo di riferimento per il riconoscimento dei costi relativi agli investimenti nelle reti di distribuzione del gas naturale, di cui alla deliberazione 704/2016/R/gas.

Oltre alla regolazione tariffaria l’Autorità provvede a disciplinare i livelli di qualità del servizio di distribuzione gas

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come da delibere di seguito riportate.

Delibera 574/2013/R/gas: approva la “Regolazione della qualità dei servizi di distribuzione e misura del gas per il periodo di regolazione 2014-2019 (RQDG)”.

In continuità con il precedente periodo di regolazione, la delibera disciplina alcune attività rilevanti per la sicu- rezza del servizio di distribuzione del gas. Tra queste si ricordano il pronto intervento, l’ispezione della rete di distribuzione, l’attività di localizzazione delle dispersioni a seguito di ispezione o per segnalazione da parte di terzi, l’odorizzazione del gas. Rispetto alla precedente regolazione viene confermato e rafforzato l’obiettivo di minimizzare il rischio di incidenti provocati dal gas distribuito; con il fine della salvaguardia delle persone e delle cose da danni derivanti da esplosioni, da scoppi e da incendi provocati dal gas distribuito. Fra le novità introdotte vi è quella della revisione della periodicità di ispezione delle reti di distribuzione di gas naturale, passata da qua- driennale a triennale per le reti in alta e media pressione, mentre è stata confermata la frequenza quadriennale per la rete in bassa pressione. Con riferimento al servizio di pronto intervento, l’Autorità ha confermato l’obbligo di garantire una percentuale minima annua di chiamate pari al 90% con tempo di arrivo sul luogo di chiamata per pronto intervento entro il tempo massimo di 60 minuti, aggiornando le disposizioni relative alle modalità organizzative del servizio stesso. Con riferimento ai tempi massimi per l’esecuzione delle prestazioni da parte delle imprese di distribuzione, la RQDG ha introdotto, per il periodo 2014-2019, molte novità, tra le quali si ricorda: l’eliminazione della diversificazione degli standard in funzione della classe del gruppo di misura (esecu- zione di lavori semplici, attivazione e disattivazione della fornitura), l’introduzione dell’abbassamento del tempo massimo di preventivazione per l’esecuzione di lavori complessi, la trasformazione da generale a specifico dello standard concernente il tempo di sostituzione del gruppo di misura guasto, l’introduzione di un livello specifico concernente il tempo di verifica del gruppo di misura su richiesta del cliente finale e l’aggiornamento degli im- porti relativi agli indennizzi automatici. Nello specifico va ricordata l’introduzione del livello specifico del tempo massimo di ripristino del valore conforme della pressione di fornitura, che le imprese di distribuzione devono rispettare a partire dall’1 gennaio 2015. La RQDG, inoltre, prevede, per un insieme di prestazioni commerciali, un tempo massimo entro cui erogare la prestazione e, per i livelli specifici, un indennizzo automatico che l’impresa deve corrispondere al cliente finale in caso di mancato rispetto del tempo stabilito dall’Autorità. L’indennizzo va corrisposto per cause riconducibili all’impresa di distribuzione e per ogni singola prestazione erogata fuori tempo massimo. Per contro, la RQDG ha introdotto un meccanismo che riconosce incentivi alle imprese che effettuano un maggior numero di controlli delle dispersioni, così da ridurne il numero di quelle segnalate da terzi, e del grado di odorizzazione del gas rispetto al numero minimo annuo obbligatorio fissato dalla delibera. La RQDG è stata successivamente modificata ed integrata da vari provvedimenti emanati dall’Autorità: 64/2014/R/ gas, 261/2014/R/gas, 117/2015/R/gas, 413/2016/R/com, 686/2016/R/gas, 795/2016/R/com.

Delibera 522/2017/R/gas: introduce modifiche alla regolazione in merito alle performance del servizio di mi- sura per i punti di riconsegna connessi alle reti di distribuzione di gas naturale, al fine di migliorare il servizio di misura e in particolare per indurre le imprese di distribuzione alla effettiva rilevazione del dato di misura.

In particolare, in esito al documento di consultazione 518/2016/R/gas, il provvedimento aggiorna l’Allegato A della delibera 518/2016/R/gas “Regolazione della Qualità dei servizi di distribuzione e misura del gas per il periodo di regolazione 2014-2019”: RQDG 2014-2019), prevedendo in relazione ai misuratori accessibili: la modifica dello standard relativo ai tentativi di raccolta di misura andati a buon fine, con uno standard volto a rilevare le letture effettivamente acquisite e non i tentativi effettuabili; l’introduzione di uno specifico indicatore per monitorare la percentuale di misuratori con letture effettive, differenziato per classi di consumo. Per quanto riguarda i misuratori parzialmente accessibili la delibera stabilisce i assimilarli, ai fini della regolazione delle performance di misura, ai misuratori non accessibili (applicando le stesse previsioni regolatorie), per i quali si prevedono obblighi di sostituzione dei misuratori tradizionali con misuratori smart nei casi in cui l’impresa di distribuzione non abbia acquisito almeno una lettura effettiva nel corso dell’ultimo anno e che tali obblighi di sostituzione siano aggiuntivi rispetto a quelli già previsti dalla regolazione (delibera 631/2013/R/gas). Viene, inoltre, stabilita una penalità unitaria annua (fino alla sostituzione) pari a 4 € per ogni misuratore a carico dell’im- presa di distribuzione nel caso di inadempimento dei suddetti obblighi di sostituzione.

Delibera ARG/gas 99/11: introduce il cosiddetto “Servizio di Default”, che trasferisce dal venditore al distri- butore la titolarità di tutti i Punti di Riconsegna per i quali sia stata dichiarata la cessazione amministrativa, a seguito dell’impossibilità di dar seguito alla richiesta di sospensione delle forniture per morosità.

Pertanto il distributore, si deve sostituire al venditore, ed effettuare ogni tentativo di disalimentazione, anche mediante iniziative giudiziarie finalizzate ad ottenere un provvedimento giudiziario di accesso forzoso, per non incorrere, dopo i 6 mesi dall’attivazione del “Servizio di Default”, nell’obbligo di versamento alla Cassa per i Ser- vizi Energetici e Ambientali (CSEA) di penali commisurate ai ricavi derivanti dalla componente relativa al servizio

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G R U P P O

di distribuzione, misura e relativa commercializzazione di cui all’articolo 10 del TIVG (Componenti fissate dall’Au- torità ai sensi del RTDG) con riferimento ai Punto di Riconsegna cui è erogato il Servizio di Default. La delibera, in considerazione dei ricorsi proposti da molte imprese di distribuzione del gas tra i quali anche la nostra società e dei provvedimenti adottati dal giudice amministrativo, è stata successivamente modificata ed integrata da numerosi provvedimenti emanati dall’Autorità: 166/2012/R/eel, 352/2012/R/gas, 353/2012/R/gas, 540/2012/R/ gas, 67/2013/R/com, 173/2013/R/com, 241/2013/R/gas, 533/2013/R/gas, 84/2014/R/gas, 134/2014/R/gas, 418/2014/R/gas, 501/2014/R/com, 258/2015/R/com, 17/2016/R/com, 465/2016/R/gas.

Delibera 376/2017/R/com: definisce alcuni affinamenti della disciplina relativa alla morosità nei mercati retail, integrandola e coordinandola riguardo all’energia elettrica e al gas naturale.

La delibera, in particolare, per quanto riguarda il gas, definisce una disciplina di dettaglio circa gli effetti dell’in- tervento di interruzione dell’alimentazione del punto di prelievo sulle richieste di attivazione della fornitura, stabilendo che l’eventuale attivazione di un punto di riconsegna nella titolarità del cliente per il quale è stato eseguito un intervento di interruzione è subordinata al pagamento dei costi non ancora pagati; rivede le modalità di applicazione degli indennizzi in caso di mancata comunicazione degli esiti dell’intervento di chiusura, con par- ticolare riferimento ai punti di prelievo serviti in maggior tutela, al fine di garantire una loro corretta applicazione. Delibera 593/2017/R/COM: ridefinisce la disciplina a regime del sistema indennitario unitariamente per i settori dell’energia elettrica e del gas naturale, attraverso la piena implementazione dei relativi processi all’interno del Sistema Informativo Integrato (SII), approvando il “Testo integrato del sistema indennitario a carico del cliente finale moroso nei settori dell’energia elettrica e del gas naturale” (TISIND).

Delibera 554/2015/R/gas: aggiorna il piano di messa in servizio degli smart meter gas e le penali che le imprese distributrici devono versare per il mancato rispetto degli obblighi di installazione e messa in servizio. A fronte delle criticità emerse da un lato relativamente all’avvio dei sistemi di telelettura e telegestione degli smart meter gas e dall’altro relativamente alla performance del servizio di misura gas, modificando quanto di- sciplinato dalla delibera 631/2013/R/gas, la delibera relativamente agli smart meter di classe G4 e G6 introduce nuovi obblighi relativi al 2016 e al 2017 di messa in servizio (15% per il 2016 e 33% per il 2017) e riduce la percentuale di messa in servizio al 31 dicembre 2018 dal 60% al 50% per le imprese con più di 200.000 clienti finali al 31 dicembre 2013, consente alle imprese distributrici di non utilizzare la gestione remota dell’elettro- valvola a bordo dello smart meter sino al termine dell’anno successivo quello della messa in servizio; prevede che dal 2016 le fasi di installazione e di messa in servizio convergano. Per quanto riguarda gli smart meter di classe G10, la delibera completa l’obiettivo di messa in servizio del 100% di misuratori entro il 31 dicembre

2018, prevedendone la messa in servizio del 50% per il 31 dicembre 2016 e l’85% entro il 31 dicembre 2017. La delibera rivede, inoltre, la disciplina relativa alle penali che le imprese distributrici devono versare per il mancato rispetto degli obblighi di installazione e messa in servizio prevedendo che: per tutte le classi di smart meter gas inferiori a G40, venga introdotta una attenuazione della penalità in misura del 2% della penale stessa se non viene raggiunto il target previsto; per le sole classi G16-G25 si proceda ad un accorpamento dei target, come se si trattasse di una sola classe, con un valore medio di penale tra quelli già definiti per le singole classi separatamente, pari a 17 euro per unità.

03.03 - IGIENE AMBIENTALE

La legge 27 dicembre 2017, n. 205 ha attribuito all’Autorità per l’Energia Elettrica, il gas metano ed il Sistema Idrico Integrato (ARERA), compiti di regolazione anche nel settore dei rifiuti, modificandone la denominazione in ARERA, Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente.

La legge di Bilancio di previsione 2018 ha infatti assegnato all’Autorità la regolazione anche del settore rifiuti, con specifici compiti da esercitare con gli stessi poteri e quadro di principi finora applicati negli altri settori già di competenza dell’Autorità (elettricità, gas, sistema idrico integrato e teleriscaldamento), come fissati dalla propria legge istitutiva, la n.481 del 1995, trasformandone la denominazione in ARERA.

Con la prima delibera dell’anno, la 1/2018/A, è stato così previsto di avviare tutte le necessarie attività funzionali alla prima operatività delle nuove competenze in termini di modifiche organizzative e gestionali, prevedendo inoltre di avviare, in un momento successivo alle modifiche organizzative, una prima ricognizione della situazio- ne fattuale del settore e della segmentazione delle singole attività nel ciclo dei rifiuti.

L’evoluzione del settore di riferimento è oggetto di continuo monitoraggio da parte delle strutture legali della società e da quelle deputate ai rapporti con le Autorità di regolazione, tra le quali rientra dal 1° gennaio 2018 anche ARERA.

In questo contesto normativo l’atteggiamento della società è ispirato ai generali criteri di trasparenza e di aper- tura, volto a rafforzare il dialogo con le Autorità cui è soggetta.

34 Bilancio Consolidato 2017

G R U P P O

L’emanazione di disposizioni normative e regolamentari applicabili alla società e ai servizi offerti, ovvero modifi- che alla normativa attualmente vigente nel settore in cui la società opera, potrebbero inoltre rendere necessaria l’adozione di nuovi assetti organizzativi, anche con riferimento alla conclusione con esito positivo della gara a doppio oggetto.

03.04 - FARMACIE

Come abbiamo già precisato nei precedenti paragrafi è un settore fortemente regolamentato dallo Stato che sostiene gran parte della spesa nazionale. La regolamentazione riguarda:

• i prodotti in quanto lo Stato e le Regione possono rispettivamente definire le categorie di farmaci finanziati;

• la metodologia di gestione diretta (metodo del “doppio canale”) che prevede solo una prestazione di servizio (la consegna al cittadino) per la farmacia e non la vendita di prodotti (metodo indiretto tramite acquisto dalle farmacie);

• il finanziamento parziale dei farmaci con richiesta ai cittadini di corrispondere un ticket.

Lo Stato e le Regioni inoltre definiscono la marginalità disponibile per ogni segmento della filiera e, nel caso di sforamento del tetto di spesa, possono richiedere una compartecipazione a tutti i soggetti presenti nella filiera del farmaco (produttori, grossisti, farmacie).

03.05 - COGENERAZIONE, MICRO COGENERAZIONE, TELERISCALDAMENTO, GESTIONE CALORE E FOTOVOLTAICO

Fatta eccezione per il Decreto Legislativo n. 102/2014 “Attuazione della direttiva 2012/27/UE sull’efficienza energetica, che modifica le direttive 2009/125/CE e 2010/30/UE e abroga le direttive 2004/8/CE e2006/32/CE” (di seguito: il Decreto), nell’ordinamento italiano manca una disciplina specifica del settore, dell’organizzazione e della gestione del servizio di teleriscaldamento e teleraffrescamento. Vi sono ancora dubbi circa l’inquadra- mento di questa attività come servizio pubblico locale oppure quale attività imprenditoriale espletabile in libera concorrenza. Di fatto, nel panorama nazionale, sono presenti sia forme di regolazione implicita a livello locale – specialmente nell’ambito di schemi concessori o di delibere comunali – che esempi di reti private (come quelle aziendali). Pur non specificando la qualificazione giuridica del servizio, il Decreto n. 102/14 assume, comunque, primario rilievo nel quadro normativo proprio perché, per la prima volta, assoggetta le attività di settore a speci- fiche forme di regolazione e controllo da parte di ARERA.

Il Decreto tocca il settore del teleriscaldamento e del teleraffrescamento in tre punti del suo articolato. Nelle “Definizioni” (lettera gg, comma 2, art. 2) stabilisce che per “rete di teleriscaldamento e teleraffreddamento” si intende un “sistema di trasporto dell’energia termica, realizzato prevalentemente su suolo pubblico, finalizzato a consentire a chiunque interessato, nei limiti consentiti dall’estensione della rete, di collegarsi alla medesima per l’approvvigionamento di energia termica per il riscaldamento o il raffreddamento di spazi, per processi di lavorazione e per la copertura del fabbisogno di acqua calda sanitaria”.

L’art. 9 disciplina l’attività di misura attribuendo all’Autorità (comma 1) - previa definizione di criteri concernenti la fattibilità tecnica ed economica, anche in relazione ai risparmi energetici potenziali - il compito di individuare le modalità con cui gli esercenti l’attività di misura devono fornire, ai clienti finali del teleriscaldamento, teleraf- freddamento ed acqua calda per uso domestico, contatori individuali che riflettano con precisione il consumo effettivo e diano informazioni “sul tempo effettivo di utilizzo dell’energia”. Tali contatori devono essere forniti in sostituzione di quelli esistenti anche in occasione di nuovi allacci in nuovi edifici o a seguito di importanti ristrut- turazioni. Il termine previsto per l’adozione dei relativi provvedimenti è di ventiquattro mesi dalla data di entrata in vigore del decreto legislativo (comma 2). Infine al comma 17 dell’art. 10 attribuisce all’Autorità specifiche funzioni di regolazione, quali:

- la definizione degli standard di continuità, qualità e sicurezza del servizio di teleriscaldamento e teleraffreddamento, ivi inclusi gli impianti per la fornitura del calore e i relativi sistemi di contabilizzazione; la definizione dei criteri per la determinazione delle tariffe di allacciamento delle utenze alla rete del teleri- scaldamento e le modalità per l’esercizio del diritto di scollegamento;

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- l’individuazione delle modalità con cui sono resi pubblici, da parte dei gestori delle reti, i prezzi per la fornitura del calore, l’allacciamento e la disconnessione, le attrezzature accessorie;

- l’individuazione delle condizioni di riferimento per la connessione alle reti di teleriscaldamento e teleraffre- scamento, al fine di favorire l’integrazione di nuove unità di generazione del calore e il recupero del calore utile disponibile in ambito locale;

- la definizione delle tariffe di cessione del calore, esclusivamente nei casi di nuove reti teleriscaldamento qualora sussista l’obbligo di allacciamento alla rete di teleriscaldamento imposto da Comuni o Regioni.

Come espressamente sancito dal legislatore, l’obiettivo che deve perseguire l’Autorità nell’esercizio delle proprie funzioni di regolazione in materia è quello di “promuovere lo sviluppo del teleriscaldamento e teleraffrescamento e della concorrenza” mediante l’adozione di propri provvedimenti entro ventiquattro mesi dalla data di entrata in vigore del Decreto e sulla base di indirizzi formulati dal Ministro dello Sviluppo Economico. L’ambito di applica- zione dei provvedimenti da adottarsi ai sensi del citato comma 17 è limitato alle nuove reti di teleriscaldamento, mentre per le reti già in esercizio alla data di entrata in vigore del Decreto è prevista (comma 18) la definizione di una disciplina transitoria che ne consenta l’applicazione “secondo criteri di gradualità”. Oltre a ciò il comma 18 stabilisce che l’Autorità “esercita i poteri di controllo, ispezione e sanzione” limitatamente ai compiti specifi- camente individuati dal legislatore delegato e le funzioni di controllo, ispezione e sanzione che sono esercitate, invece, con i medesimi poteri ad essa attribuiti dalla legge n.481/1995.

L’Autorità con i primi interventi regolatori del settore ha definito quanto segue:

• i soggetti sottoposti a regolazione sono i soggetti responsabili della vendita, uniche interfacce degli utenti finali ai quali dovranno fornire, eventualmente con la collaborazione del gestore della rete, tutte le infor- mazioni necessarie al rispetto degli obblighi informativi, e i gestori di rete, che saranno responsabili della realizzazione di tutti gli interventi sulla rete e degli obblighi informativi nei confronti di XXXXX.

• Il periodo di regolazione avrà una durata di 3 anni per consentire da un lato, agli operatori, di esercire la propria attività nell’ambito di un quadro regolatorio stabile e dall’altro lato, all’Autorità, di ridurre i rischi connessi ad errate scelte di regolazione basate su informazioni carenti.

• Per quanto concerne i contributi di allacciamento, l’Autorità non ha definito in modo puntuale le modalità per la loro determinazione, ma ha stabilito che venga applicato un vincolo di congruità tra i costi ed i ricavi del servizio di allacciamento a livello aggregato. Per dimostrare il rispetto di tale vincolo, i gestori dovranno presentare, con cadenza annuale, un rapporto riepilogativo elaborato a partire dai dati contabili considerando quale perimetro dell’attività di allacciamento i lavori di scavo e di ripristino del suolo pubblico e privato, la posa tubazioni e lavori correlati, la fornitura e installazione della sottostazione di utenza e delle relative appa- recchiature e componenti necessari all’erogazione del servizio, l’acquisizione di permessi, di concessioni o delle altre autorizzazioni necessarie alla realizzazione dell’allacciamento, nonché l’imposizione di servitù. Gli obblighi informativi verso gli utenti finali saranno a carico, a partire dal 1 gennaio 2018, di chi gestisce l’atti- vità di vendita e riguarderanno le informazioni di carattere generale - da pubblicare sul sito internet - relative all’attività di allacciamento ed alle attività necessarie per la successiva erogazione del servizio, i contenuti minimi dei preventivi di allacciamento e di validità dei preventivi stessi, il perimetro dei costi che possono essere inclusi nel preventivo di allacciamento. A questo proposito è stata prevista l’esclusione dei costi di potenziamento ed ampliamento della rete. Gli obblighi informativi verso l’Autorità saranno invece a carico dei gestori di rete che, a partire dal 2019, dovranno, entro il 30 giugno di ogni anno, inviare il rapporto, più sopra citato, descrittivo dei costi sostenuti e dei ricavi conseguiti per le attività di allacciamento nell’anno prece- dente, così come desunti dalla contabilità generale ed analitica. L’operatore dovrà indicare nel dettaglio le modalità di attribuzione dei suddetti costi ed i driver utilizzati. Oltre a ciò i gestori di rete dovranno predisporre un Registro degli allacciamenti nel quale, con riferimento a ciascun allacciamento effettuato, dovranno esse- re riportati il contributo corrisposto dall’utente, la potenza richiesta contrattualmente, la distanza lineare dalla condotta stradale della rete di distribuzione del calore, oltre ad altri elementi di dettaglio.

• Al fine di assicurare la concorrenzialità del mercato, l’Autorità è orientata a consentire che gli utenti finali possano, in qualunque momento e con un congruo preavviso, esercitare il diritto di recesso senza dover pagare alcun corrispettivo o penale, fatta salva la possibilità per il gestore di recuperare le eventuali quo- te residue di ammortamento dei costi di allacciamento, secondo quanto precedentemente concordato con l’utente nell’ambito del relativo piano di rateizzazione/ammortamento. Dunque, saranno considerate come non applicabili tutte le eventuali clausole contrattuali che impongano agli utenti di usufruire del servizio di telecalore per un periodo minimo.

• La cessione contrattuale sarà soggetta ad obblighi informativi nei confronti degli utenti finali e nei confronti dell’Autorità (rapporto annuale descrittivo del numero di disattivazioni e di scollegamenti effettuati, della

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tipologia di utenza interessata, della tipologia di servizio erogato, delle eventuali attività opzionali eseguite su richiesta dell’utente e dietro pagamento di un corrispettivo ad hoc).

• La regolazione garantirà livelli standard di servizio con indennizzi automatici e obblighi di registrazione e comunicazione all’Autorità. Ci sarà un regime semplificato di registrazione e di un regime di esenzione per gli operatori di minori dimensioni, fatta eccezione per i casi in cui vi è obbligo di allaccio alla rete di telecalore.

• Vi saranno obblighi di unbundling anche per questo servizio con divieto di sussidi incrociati tra le diverse attività. La suddivisione delle poste economiche e patrimoniali, distinta per attività e comparti, dovrà riferirsi a ciascuna rete gestita dall’operatore per tener conto delle specifiche peculiarità, sia in termini di fonti ener- getiche utilizzate per la produzione del calore che in termini di variabili tecnico economiche rilevanti perla determinazione dei costi di erogazione del servizio (densità utenza, morfologia territorio etc.). Nel caso di presenza di cogenerazione è proposto l’utilizzo di specifici criteri di attribuzione delle poste contabili ovvero la metodologia del Benefit Distribution Method per l’attribuzione dei costi di combustibile e l’Alternative Sharing Method per la determinazione dei costi fissi di investimento. Per quanto concerne le tempistiche di applicazione della disciplina, l’Autorità prevede l’istituzione dell’obbligo di presentazione dei conti annuali separati a partire dall’anno civilistico 2018 con la possibilità di utilizzare criteri ex post per l’attribuzione delle poste di bilancio e l’utilizzo dei criteri di attribuzione ex ante a partire dal bilancio dell’anno 2019.

03.06 - TRASPORTO ENERGIA ELETTRICA

La revisione della metodologia ha comportato la fissazione per il triennio 2016-18 di un rendimento sul capitale investito (in termini reali e pre-tasse) pari al 5,6% per la distribuzione e misura elettrica, con una riduzione di circa 80 punti base rispetto ai valori del 2015.

Delibera 654/2015/R/eel: approva la Regolazione tariffaria dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell’energia elettrica, per il periodo di regolazione 2016-2023, contenente il Testo integrato delle disposizioni per l’erogazione dei servizi di trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica (TIT 2016-2019, Allegato A), il Testo integrato delle disposizioni per l’erogazione del servizio di misura dell’energia elettrica (TIME 2016-2019, Allegato B) e il Testo integrato delle condizioni economiche per l’erogazione del servizio di connessione (TIC 2016-2019, Allegato C).

Il provvedimento ha esteso a otto anni la durata del periodo regolatorio, articolandolo in due quadrienni (NPR1 2016-2019 e NPR2 2020-2023). I criteri tariffari utilizzati nel NPR1 sono in sostanziale continuità di metodo con la regolazione vigente al 2015, mentre nel NPR2 verrà adottato, in via sperimentale, un nuovo approccio tariffario basato sul riconoscimento della spesa totale (totex) invece che sulla demarcazione, finora adottata, tra costi di capitale e operativi. In relazione alla fissazione dei livelli iniziali (riferiti all’anno 2016) dei costi riconosciuti a copertura dei costi operativi, la disciplina prevede nel NPR1 un’impostazione per cui le tariffe di trasmissione e distribuzione rispecchiano i costi, evitando duplicazioni e escludendo le voci di costo per le quali la copertura sia già implicitamente garantita dai meccanismi di regolazione (ad esempio tramite la remunerazione del rischio) o in relazione alle quali il riconoscimento risulti non compatibile con un’attività svolta in regime di monopolio (ad esempio costi di pubblicità e di marketing che non riflettano specifici obblighi normativi). Con riferimento alle ipotesi di sharing, si adotta una ripartizione simmetrica dei recuperi di produttività conseguiti nel periodo rego- latorio tra utenti e imprese (50%-50%) e di conseguenza il livello di costo riconosciuto è fissato pari al livello del costo operativo effettivo per l’anno 2014 aumentato della quota dei recuperi di produttività lasciata in capo alle imprese. Per l’NPR1 il tasso di riduzione annuale dei costi unitari riconosciuti è stato fissato pari a: 1,0% per il servizio di trasmissione; 1,9% per il servizio di distribuzione (inclusi i costi di commercializzazione del servizio); 1,0% per il servizio di misura. Per quanto riguarda l’aggiornamento annuale dei costi riconosciuti a copertura dei costi operativi nel NPR1, si prevede di confermare l’ipotesi di determinare l’X-factor con l’obiettivo di rias- sorbire gradualmente la parte dei recuperi di produttività conseguiti nel terzo e nel quarto periodo regolatorio e di confermare i termini di restituzione dei recuperi di produttività conseguiti nel terzo periodo di regolazione, in un’ottica di certezza e stabilità del quadro regolatorio. Il provvedimento prevede, inoltre, che i maggiori recuperi di produttività conseguiti nel corso del 2012-2014 siano trasferiti interamente ai clienti finali entro il termine del NPR1, vale a dire entro la fine dell’anno 2019. Con riferimento ai criteri generali per la determinazione del costo di capitale riconosciuto nel NPR1 la delibera conferma la sostanziale continuità di criteri con i precedenti periodi regolatori, modificando solo alcuni criteri di compensazione del lag regolatorio nel riconoscimento dei nuovi investimenti. Relativamente alla revisione delle vite utili, si prevede di limitare la revisione alle tipologie

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di cespiti relativi alle linee elettriche (alta e altissima tensione, media e bassa tensione) e alle prese utenti. Per quanto concerne la determinazione del capitale circolante netto si conferma il metodo parametrico in funzione delle immobilizzazioni nette, prevedendo l’applicazione di una percentuale inferiore rispetto a quella applicata nei precedenti periodi di regolazione. Il parametro unlevered viene determinato pari a 0,35 per il servizio di trasmissione e pari a 0,39 per quello di distribuzione e misura dell’energia elettrica. Per i livelli iniziali dei costi operativi la disciplina ha previsto per il NPR1 l’usuale impostazione, che dimensiona i costi riconosciuti a partire dal livello medio nazionale, come rilevato dai valori contabili del 2014. È stato inoltre mantenuto il criterio del profit sharing, con una ripartizione simmetrica dei recuperi di produttività conseguiti nel precedente periodo regolatorio tra clienti e imprese (50%-50%). L’X-factor fissato dall’Autorità per gli aggiornamenti annuali risulta pari, per la distribuzione elettrica, a 1,9% in termini reali ed è funzionale a riassorbire gradualmente la parte dei recuperi di produttività conseguiti nel terzo e nel quarto periodo regolatorio. Al fine di favorire le aggregazioni tra le imprese di distribuzione di piccole dimensioni viene introdotta una modalità di riconoscimento dei costi di capitale differenziate tra le imprese che servono oltre 100.000 punti di prelievo (fondata su un regime di ricono- scimento individuale dei costi) e le imprese che si collocano al di sotto di tale soglia (fondata su un regime para- metrico). Le imprese che servano fino a 100.000 punti di prelievo hanno in ogni caso la possibilità di accedere al regime di riconoscimento individuale dei costi; in tal caso devono rispettare alcuni requisiti di qualità aggiuntivi. Delibera 778/2016/R/eel: provvede all’aggiornamento, per l’anno 2017, delle tariffe obbligatorie per i servizi di distribuzione e misura dell’energia elettrica per i clienti finali non domestici, nonché all’aggiornamento delle condizioni economiche per il servizio di connessione alle reti elettriche.

La delibera dispone altresì la proroga al 31 dicembre 2017 del termine per la definizione di nuovi criteri di regolazione tariffaria dei prelievi e delle immissioni di potenza ed energia reattiva nei punti di prelievo in alta tensione e altissima tensione.

Delibera 779/2016/R/eel: aggiorna le tariffe per il servizio di trasmissione per l’anno 2017 ai sensi dei criteri di cui alla deliberazione 654/2015/R/EEL.

Il provvedimento dispone inoltre una richiesta di adeguamento del codice di rete di trasmissioni alle disposizioni di cui alla deliberazione 653/2015/R/EEL in materia di regolazione output-based del servizio di trasmissione. Delibera 799/2016/R/eel: aggiorna per l’anno 2017, coerentemente con le disposizioni approvate con de- liberazioni 582/2015/R/eel e 782/2016/R/eel, le tariffe per il servizio di trasmissione, distribuzione e misura dell’energia elettrica per i clienti domestici.

Delibera 815/2016/R/eel: dispone l’aggiornamento dei corrispettivi di dispacciamento per l’anno 2017.

Con il documento per la consultazione 580/2017/R/eel l’Autorità per l’energia elettrica il gas e il sistema idrico illustra gli orientamenti in materia di riconoscimento parametrico dei costi per le imprese di distribuzione di energia elettrica che servono fino a 100.000 punti di prelievo e i primi orientamenti relativi ai meccanismi di promozione delle aggregazioni relativi alle medesime imprese. Nel documento, che fa seguito al documento per la consultazione 428/2016/R/eel e a incontri del tavolo di lavoro, considerato il quadro di riferimento relativo al periodo di regolazione 2016-2023, l’Autorità propone di rivedere rispetto a quanto precedentemente prospetta- to, le modalità di applicazione del regime parametrico, prevedendo in particolare: per le imprese che servono ol- tre 25.000 punti di prelievo e fino a 100.000, l’ammissione al regime puntuale, salvo istanza di applicazione del regime parametrico; di applicare il regime parametrico alle imprese che servono fino a 25.000 punti di prelievo. Delibera 594/2017/R/eel: detta alcune disposizioni volte a implementare il processo centralizzato di messa a disposizione dei dati di misura nell’ambito del Sistema Informativo Integrato (SII), allo scopo di uniformare ed efficientare i meccanismi operativi di messa a disposizione dei dati periodici e delle relative rettifiche, nonché dei dati messi a disposizione nei casi di voltura e switching, consolidando la definizione delle responsabilità reciproche tra i soggetti coinvolti, e delineando il ruolo del SII nell’ambito dei processi di messa a disposizione delle misure, con particolare riferimento alle modalità e tempistiche di erogazione del servizio.

La delibera stabilisce che il processo di messa a disposizione dei dati di misura periodici e relative rettifiche, nonché dei dati scambiati in occasione di voltura e switching venga realizzato interfacciando le imprese distri- butrici con il SII: nel dettaglio si prevede che il SII acquisisca da parte delle imprese distributrici il dato, lo certi- fichi a garanzia degli operatori coinvolti e dell’affidabilità dei processi, e lo metta a disposizione degli utenti del trasporto. Con riferimento agli strumenti informativi previsti per lo scambio e l’archiviazione dei dati di misura, la delibera conferma di adottare l’architettura cloud based già implementata dal Gestore del SII in relazione ai dati di misura provenienti da sistemi di smart metering 2G, prevedendo, transitoriamente, la possibilità di servirsi dei canali di comunicazione standard attualmente utilizzati per la messa a disposizione dei dati da parte delle imprese distributrici che non riusciranno ad interfacciarsi fin da subito con il server cloud del SII.

Delibera 882/2017/R/eel: provvede all’aggiornamento, per l’anno 2018, delle tariffe obbligatorie per i servizi

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di distribuzione e misura dell’energia elettrica per i clienti finali non domestici, nonché all’aggiornamento delle condizioni economiche per il servizio di connessione alle reti elettriche.

La delibera provvede inoltre a modificare il TIME al fine di definire i criteri di riconoscimento dei costi per i misu- ratori di prima generazione che entrano in esercizio nell’anno 2018. La delibera dispone infine: la proroga, al 31 dicembre 2018, del termine per la definizione di criteri di regolazione tariffaria di prelievi e immissioni di potenza ed energia reattiva nei punti di prelievo in alta e altissima tensione; la proroga, al 31 dicembre 2019, del regime tariffario temporaneo previsto per gli spettacoli viaggianti.

Delibera 883/2017/R/eel: aggiorna le tariffe per il servizio di trasmissione per l’anno 2018 ai sensi dei criteri di regolazione tariffaria in vigore per il periodo 2016-2019 di cui alla deliberazione 654/2015/R/eel.

Delibera 907/2017/R/eel: aggiorna per l’anno 2018 le tariffe per il servizio di trasmissione, distribuzione e misura dell’energia elettrica per i clienti domestici.

Delibera 909/2017/R/eel: dispone l’aggiornamento dei corrispettivi di dispacciamento per l’anno 2018. Delibera 4 giugno 2015: approva i Capitoli del Codice di rete tipo per il servizio di trasporto dell’energia elettrica. Il Codice di rete, che definisce le condizioni generali di contratto tra le imprese distributrici e gli utenti del servi- zio (i venditori), ha stabilito: l’introduzione di tre tipologie di fattura: (i) la fattura di ciclo, comprensiva di tutte le partite attinenti al servizio di trasporto e delle rettifiche di conguaglio; (ii) la fattura di rettifica, relativa a rettifiche di importi precedentemente fatturati in relazione al servizio di trasporto diverse da quelle di conguaglio; (iii) la fattura relativa a ulteriori prestazioni e ad altri corrispettivi; che le fatture di ciclo e le fatture di rettifica possano essere emesse solo successivamente alla messa a disposizione degli utenti dei dati di misura validati e, in particolare, che l’emissione venga effettuata entro quattro giorni lavorativi dalla messa a disposizione dei dati di misura all’utente; la definizione dello standard e delle modalità operative di invio delle fatture, con l’obiettivo di rendere più trasparente ed efficiente il processo di fatturazione; due scadenze fisse mensili per la decorrenza dei termini di pagamento con riferimento alle fatture di ciclo, coerenti con le tempistiche di emissione delle fatture e con i termini di messa a disposizione dei dati di misura; la scadenza di pagamento pari a 30 giorni dalla data di emissione per le fatture di rettifica e per le fatture relative a ulteriori prestazioni e ad altri corrispettivi; l’obbligo, per i distributori, di mettere a disposizione i dati di misura validati per i punti di prelievo trattati su base oraria entro il quinto giorno lavorativo del mese successivo al mese in cui il servizio è stato erogato; l’introduzione di un sistema di indennizzi a carico dei distributori in relazione alla tipologia e alla tempistica di messa a disposizione dei dati di misura ai venditori; le garanzie a copertura delle obbligazioni derivanti dal contratto di trasporto tra le imprese distributrici e i venditori: il Codice di rete tipo disciplina le forme di garanzia ammesse ai fini della conclusione del contratto di trasporto, nonché i criteri per la loro gestione e per la gestione degli inadempimenti dell’utente, relativi sia alle obbligazioni connesse agli adeguamenti delle garanzie medesime sia alle obbligazioni di pagamento degli importi fatturati.

Delibera 268/2015/R/eel: rivede le tempistiche di versamento alla CSEA degli oneri generali e delle ulteriori componenti, al fine di prevedere un allineamento delle tempistiche di versamento degli stessi alle tempistiche attualmente previste per il versamento della componente A3 - a copertura degli incentivi alle fonti rinnovabili e assimilate - al Gestore dei servizi energetici (GSE); è stata, inoltre, eliminata la quota dello 0,5% dell’importo do- vuto alla CSEA e al GSE trattenuta dalle imprese distributrici, introdotta per tenere conto degli importi inesigibili per morosità dal provvedimento CIP 3/88.

Delibera 646/2016/R/eel: definisce, per il triennio 2017-2019, il Riconoscimento dei costi per la misura dell’e- nergia elettrica in bassa tensione e altre disposizioni in materia di messa in servizio dei sistemi di smart mete- ring di seconda generazione.

L’intento dichiarato dall’Autorità è quello di favorire lo sviluppo economico ed efficiente del servizio di misura dell’energia elettrica in bassa tensione, con minimizzazione dei costi nel lungo periodo, e l’efficacia in termini di prestazioni fornite, intesa come pieno dispiegamento dei benefici dei sistemi di smart metering 2G, ottenibili con la sostituzione degli attuali contatori elettronici con quelli di seconda generazione (2G). La delibera prevede che, a partire dall’anno 2020, il riconoscimento dei costi dei sistemi di smart metering di seconda generazione per la misura dell’energia elettrica in bassa tensione per le imprese distributrici che servono oltre 100.000 punti di prelievo sia effettuato sulla base di criteri fondati sulla spesa totale (Totex). Inoltre stabilisce che l’Autorità, tenuto conto degli effetti prodotti dalla disciplina approvata con la presente deliberazione ed eventualmente sulla base di specifiche analisi costi-benefici, anche a livello di sistema, con successivo provvedimento introduca obblighi di messa in servizio di sistemi di smart metering 2G, anche al fine di evitare discriminazioni tra clienti a livello nazionale. Infine stabilisce che, con successivo provvedimento da adottarsi, verranno fissati: i criteri di riconoscimento dei costi di capitale per le imprese distributrici che servono oltre 100.000 punti di prelievo che non abbiano ancora avviato il proprio piano di messa in servizio di sistemi di smart metering 2G; gli specifici

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incentivi che favoriscano l’installazione di misuratori 2G prima dell’approvazione e dell’avvio del piano di messa in servizio del sistema di smart metering 2G; i criteri di riconoscimento dei costi per l’installazione di sistemi di smart metering 2G per le imprese che servano meno di 100.000 punti di prelievo.

Delibera 222/2017/R/eel: a conclusione dell’iter istruttorio svolto secondo il precorso abbreviato (fast track), approva il piano predisposto da e-distribuzione di messa in servizio dello smart metering di seconda generazio- ne (2G) con riferimento al quindicennio 2017-2031, fissandone la data di avvio al 1 gennaio 2017.

Delibera 289/2017/R/eel: avvia un procedimento per valutare la possibilità di evolvere le caratteristiche fun- zionali dei misuratori di energia elettrica in bassa tensione 2G come delineato dall’Allegato C alla deliberazione 87/2016/R/EE.

03.07 - ILLUMINAZIONE PUBBLICA

Per questi motivi il 2017 è stato caratterizzato da un particolare impegno nel settore, che ha portato alla pre- sentazione di progetti di finanza ai sensi degli artt. 179, comma 3, e 183, comma 15, del D.Lgs 18 aprile 2016,

n. 50 ed interesse di alcuni enti locali. Questi progetti sono stati focalizzati in modo particolare sulle tematiche dell’efficientamento, del risparmio energetico e dello sviluppo delle “reti intelligenti”.

03.08 - ALTRE ATTIVITÀ

03.08.01 - Centro Sportivo

Il contratto di servizio con il Comune di Seregno è cessato ex lege, in quanto la normativa sui servizi pubblici ha di fatto annullato tutti i contratti di servizio in essere. Attualmente la società sta gestendo in attesa che il comune definisca le nuove modalità di gestione del servizio.

03.08.02 - Illuminazione votiva

03.08.03 - Fibra ottica

Il Gruppo è titolare di reti in fibre ottiche che utilizza principalmente per il telecontrollo dei propri impianti; per fornire servizi al comune di Seregno e che dà, inoltre in utilizzo a gestori di telefonia dietro corresponsione di un canone.

0.4 ANDAMENTO DELLA GESTIONE

04.01 - DATI DI SINTESI DELLA CAPOGRUPPO E DELLE SOCIETÀ CONSOLIDATE INTEGRALMENTE

AEB S.p.A. gestisce direttamente sette farmacie, un centro sportivo in attesa che il Comune di Seregno celebri la gara pubblica per l’affidamento dello stesso, e svolge inoltre attività minori. La società ha conseguito nel corso dell’esercizio 2017 ricavi delle vendite e prestazioni per 11.993 migliaia di euro e altri ricavi e proventi per 551 migliaia di euro; il valore della produzione ammonta a 12.544 migliaia di euro. I costi operativi sono stati pari a 11.213 migliaia di euro, oltre ad ammortamenti, svalutazioni ed accantonamenti per 2.582 migliaia di euro. L’utile al lordo delle imposte dell’esercizio 2017 è risultato pari 4.871 migliaia di euro con 6.228 migliaia di euro derivanti da dividendi da partecipazioni. L’utile netto è risultato pari a 4.997 migliaia di euro. In sede di redazione

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del Consolidato i dividendi percepiti dalle controllate si elidono determinando un risultato della gestione finan- ziaria negativo per 138 migliaia di euro. Di seguito si riportano i dati delle vendite della società.

Risultati al 31 Dicembre
PRODOTTI VENDUTI NELLE FARMACIE	Dati 2017	Dati 2016	Delta 2017-2016
N. pezzi venduti	Quantità	Quantità	Quantità	%
Con ricetta SSN	508.081	482.991	25.090	5,2
Con ricetta a pagamento	158.193	153.493	4.700	3,1
Commerciale	337.242	327.438	9.804	3,0
Totale numero pezzi venduti	1.003.516	963.922	39.594	4,1

Risultati al 31 Dicembre
	Dati 2017	Dati 2016	Delta 2017-2016
BIGLIETTI - ABBONAMENTI CONVENZIONI SOCIETÀ SPORTIVE	N.	N.	N.	%
PISCINA
Corsi di nuoto	4.343	4.662	-319	-6,8
Acquagym	282	272	10	3,7
Società sportive	372	381	-9	-2,4
Abbonamenti	2.088	1.994	94	4,7
Ingressi singoli	40.299	36.660	3.639	9,9
Ingressi gruppi	5.730	4.413	1.317	29,8
Affitto piscina	51	46	5	10,9
TENNIS
Ingressi	1.989	2.417	-428	-17,7
Affitti campi da tennis	10	9	1	11,1
CALCIO / RUGBY
Affitto campo calcio / rugby	10	12	-2	-16,7
PALASPORT
Palasport - convenzioni	44	35	9	25,7

Gelsia Srl gestisce direttamente la vendita di gas metano ed energia elettrica, la produzione di energia termica e elettrica con sistemi di cogenerazione e impianti a fonti rinnovabili, il teleriscaldamento e la gestione calore; inoltre controlla integralmente Gelsia Ambiente Srl ed ha partecipazioni di collegamento in Commerciale Gas & Luce Srl; inoltre detiene una partecipazione in RetiPiù Srl che ne rafforza il controllo di AEB S.p.A. La società disponeva al 31.12.2017 di un capitale sociale interamente versato di euro 20.345.267, un patrimonio netto di euro 85.983.402 ed era controllata al 77,111% da AEB S.p.A. La società ha conseguito nel corso dell’esercizio 2017 ricavi delle vendite e prestazioni per 154.824 migliaia di euro e altri ricavi e proventi per 3.515 migliaia di euro. I costi operativi sono stati pari a 143.371 migliaia di euro ai quali si aggiungono ammortamenti e accan- tonamenti per 6.183 migliaia di Euro. L’utile al lordo delle imposte dell’esercizio 2017 è risultato pari a 9.522 migliaia di euro mentre l’utile netto ammonta a 7.300 migliaia di euro. Di seguito si riportano i dati delle vendite della società.

Bilancio Consolidato 2017 41

SINTESI NUMERO CLIENTI	Unità	Dati 2017	Dati 2016	Delta 2017-2016 %
Clienti gas metano	pdr	151.857	149.764	2.093	1,4%
Clienti elettrici	pod	49.284	40.955	8.329	20,3%
Clienti tlr e gestione calore	n.	504	501	3	0,6%
TOTALE		201.645	191.220	10.425	5,5%

SINTESI QUANTITÀ VENDUTE	Unità	Dati 2017	Dati 2016	Delta 2017-2016	%
VENDITA
gas metano	Mc/000	213.385	222.232	-8.847	-4,0%
energia elettrica	Mwhe	298.433	306.292	-7.859	-2,6%
GESTIONE IMPIANTI
energia elettrica prodotta	Mwhe	33.538	34.354	-816	-2,4%
energia termica prodotta	Mwht	50.948	49.238	1.710	3,5%
vapore prodotto	Kg/000	10.512	10.773	-261	-2,4%

G R U P P O

RetiPiù Srl, costituita in data 4.12.2003, disponeva al 31.12.2017 di un capitale sociale interamente versato di euro 82.550.608 e un patrimonio netto di 155.778.799 ed era controllata al 58,862% da AEB S.p.A., la restante partecipazione era detenuta per 19,023% da Gelsia Srl, per 9,387% dal Comune di Lissone, per 6,350%, da ASSP S.p.A., per 6,026% da GSD Srl e per le percentuali residue da altri enti locali. La società gestisce reti di distribuzione gas metano, reti di trasporto energia elettrica e sistemi di illuminazione pubblica ed ha conseguito nel 2017 ricavi da vendite e prestazioni per 31.059 migliaia di euro, altri ricavi per 1.401 migliaia di euro. I costi operativi sono stati pari a 14.582 migliaia di euro ai quali si aggiungono ammortamenti e accantonamenti per 11.768 migliaia di euro. L’utile al lordo delle imposte è risultato pari a 5.870 migliaia di euro mentre l’utile netto ammonta a 4.441 migliaia di euro. Di seguito si riportano i dati inerenti le attività della società.

GAS METANO	Dati 2017	Dati 2016
Concessioni gestite	25	25
PDR	207.459	207.423
Gas distribuito (smc)	339.165.496	338.768.173
Attività su richiesta dei clienti finali	824	706
Attività su richiesta delle società di vendita	15.555	16.457
Attività in pronto intervento	4.575	5.134
Switch gestiti	16.075	17.597
Bonus gas gestiti	5.776	5.323
Nuove pratiche di default	333	268
Pratiche di default gestite	860	815
Società di vendita attive	127	117

ENERGIA ELETTRICA	Dati 2017	Dati 2016
Concessioni gestite	1	1
POD	25.658	25.537
Energia elettrica distribuita (kWh)	139.133.442	137.049.715
Attività su richiesta dei clienti finali	66	47
Attività su richiesta delle società di vendita	3.018	3.328
Attività in pronto intervento	342	338
Switch gestiti	2.382	8.438
Bonus energia gestiti	736	647
Produttori gestiti	277	260
Nuovi produttori acquisiti nell’anno	18	10
Società di vendita attive	68	60

42 Bilancio Consolidato 2017

G R U P P O

Gelsia Ambiente Srl, costituita in data 4.12.2003, disponeva al 31.12.2017 di un capitale sociale interamente versato di euro 3.269.854 detenuto interamente da Gelsia Srl e un patrimonio netto 10.348.542. La società ges- tisce servizi di raccolta, spazzamento, trasporto rifiuti urbani e piattaforme ecologiche di tredici comuni nell’am- bito della Provincia di Monza e Brianza e nel Comasco ed ha conseguito nel 2017 ricavi da vendite e prestazioni per 31.379 migliaia di euro e altri ricavi per 2.139 migliaia di euro. I costi operativi sono pari a 30.591 migliaia di euro ai quali si aggiungono ammortamenti e accantonamenti per 1.589 migliaia di euro. L’utile al lordo delle imposte è risultato pari a 1.319 migliaia di euro mentre l’utile netto ammonta a 882 migliaia di euro. Di seguito si riportano i rifiuti raccolti ed i risultati raggiunti con la differenziata.

70,06%

RIFIUTI RACCOLTI (TONNELLATE) % RACCOLTA DIFFERENZIATA

59,21%

61,82%

63,74%

64,98%

65,13%

65,95%

66,48%

77.990 81.470 74.829 82.886 84.146 85.597 89.333 94.778

53.724 50.309 42.572 44.666 45.052 43.167 46.128 40.507

2010

2011 2012 2013

2014 2015 2016

2017

2010

2011 2012 2013

2014 2015 2016

2017

Indifferenziata

Differenziata

% Raccolta Differenziata

04.02 - SINTESI ECONOMICA, PATRIMONIALE E FINANZIARIA DEL GRUPPO

Di seguito presentiamo i dati economici, la situazione patrimoniale riclassificata secondo criteri di liquidità, la posizione finanziaria netta ed alcuni indici rappresentativi della situazione del Gruppo.

Conto economico riclassificato	Esercizio 2017	%	Esercizio 2016	%	Delta 2017/2016	%
(Euro '000)
Ricavi delle vendite delle prestazioni	204.986	96,7	211.136	96,8	-6.150	-2,9
Variazione dei lavori in corso	0	0,0	0	0,0	0	0,0
Altri ricavi e proventi	6.908	3,3	7.078	3,2	-170	-2,4
Totale ricavi operativi	211.894	100,0	218.214	100,0	-6.320	-2,9
Costi operativi	-144.333	-68,1	-150.785	-69,1	6.452	-4,3
Valore aggiunto	67.561	31,9	67.429	30,2	132	0,2
Costo del personale	-30.319	-14,3	-30.298	-13,9	-21	0,1
Margine Operativo Lordo (Ebitda)	37.242	17,6	37.131	17,0	111	0,3
Ricavi/(Costi) non ricorrenti	15	0,0	2.285	1,0	-2.270	-
MOL post partite non ricorrenti	37.257	17,6	39.416	18,1	-2.159	-5,5
Amm.ti e svalutaz. di immobilizzazioni	-15.015	-7,1	-14.098	-6,5	-917	6,5
Accant.ti per rischi su crediti e diversi	-5.866	-2,8	-5.533	-2,5	-333	6,0
Margine Operativo Netto (Ebit)	16.376	7,7	19.785	9,1	-3.409	-17,2
Risultato gestione finanziaria	-138	-0,1	-183	-0,1	45	-24,6
Rettifiche di attività finanziarie	0	0,0	0	0,0	0	0,0
Risultato ante imposte	16.238	7,7	19.602	9,0	-3.364	-17,2
Imposte sul reddito	-4.351	-2,1	-6.173	-2,8	1.822	-29,5
Risultato netto	11.887	5,6	13.429	6,2	-1.542	-11,5
Risultato netto del gruppo	8.955		9.952		-997	-10,0
Risultato netto di terzi	2.932		3.477		-545	-15,7

Bilancio Consolidato 2017 43

G R U P P O

Il Gruppo, rispetto al 2016, ha fatturato circa 6 milioni di euro in meno, per la progressiva riduzione delle ven- dite di gas metano ed energia elettrica e delle tariffe gas metano. Contestualmente si è rilevata una analoga riduzione dei costi che ha consentito il mantenimento dell’EBITDA ordinario a 37,2 milioni di euro, in linea con l’esercizio precedente, ma inferiore di 2,2 milioni di euro considerando anche le partite straordinarie.

L’EBIT è pari a 16,4 milioni di euro (-3,4 milioni rispetto al 2016), il risultato netto è pari a 11,9 milioni di euro, (13,4 milioni di euro nel 2016); il carico fiscale si è ridotto dal 31,4% al 26,8%.

I NUMERI DEL GRUPPO

Prima di passare ad una breve analisi delle attività del Gruppo, si espongono i principali valori del consolidato, per gli anni 2017 e 2016.

Dati consolidati (Euro ‘000)	2017	2016	2017/2016	2017/2016 %
Ricavi operativi	211.894	218.214	-6.320	-2,9%
Ebitda	37.242	37.131	111	0,3%
Ebit	16.375	19.785	-3.410	-17,2%
Risultato netto	11.886	13.429	-1.543	-11,5%

RICAVI SETTORI ENERGETICI ED AMBIENTALI

Dati consolidati Energia Ambiente (Euro ‘000)	Esercizio 2017	Esercizio 2016	Delta 2017/2016	Delta 2017/2016 %
Gas trasportato e venduto	105.350	111.910	-6.560	-5,9%
Energia elettrica trasportata e venduta	50.061	53.101	-3.040	-5,7%
Cogenerazione e teleriscaldamento	5.419	5.759	-340	-5,9%
Gestione calore	363	414	-51	-12,3%
Igiene ambientale	32.986	29.294	3.692	12,6%
Totale	194.179	200.478	-6.299	-3,1%

RICAVI ALTRI SETTORI GESTITI DAL GRUPPO

Altri settori (Euro ‘000)	Esercizio 2017	Esercizio 2016	Delta 2017/2016	Delta 2017/2016 %
Canoni idrici	1.614	1.637	-23	-1,4%
Ricavi farmacie	8.872	8.281	591	7,1%
Ricavi gestione centro sportivo	884	852	32	3,8%
Ricavi gestione illuminazione pubblica	350	468	-118	-25,2%
Ricavi gestione lampade votive	210	216	-6	-2,8%
Totale	11.930	11.454	476	4,2%

RICAVI ATTIVITÀ ACCESSORIE

Attività accessorie (Euro ‘000)	Esercizio 2017	Esercizio 2016	Delta 2017/2016	Delta 2017/2016 %
Prestazioni diverse a clienti gas energia	1.844	1.822	22	1,2%
Contributi da clienti	500	492	8	1,6%
Contributi pubblici in c/esercizio	217	416	-199	-47,8%
Rilascio contributi c/impianti	544	522	22	4,2%
Ricavi e rimborsi diversi	771	899	-128	-14,2%
Proventi straordinari caratteristici	1.909	2.131	-222	-10,4%
Totale	5.785	6.282	-497	-7,9%

44 Bilancio Consolidato 2017

G R U P P O

PERSONALE

Segnaliamo che nel corso del 2017 non vi sono stati:

• Incidenti sul lavoro relativi al personale con conseguenze mortali;

• Infortuni gravi sul lavoro che hanno comportato lesioni gravi o gravissime al personale;

• Addebiti in ordine a cause di mobbing.

Di seguito si riporta una tabella che rappresenta il numero di dipendenti occupati in ogni società del Gruppo.

Personale - Numero medio
		Esercizio 2017		Esercizio 2016		Delta 2017/2016
AEB	n.	45,26	7,8%	44,68	7,7%	0,58	1,3%
Gelsia	n.	98,79	17,0%	101,53	17,6%	-2,74	-2,7%
Gelsia Ambiente	n.	304,30	52,2%	296,88	51,5%	7,42	2,5%
RetiPiù	n.	133,92	23,0%	133,86	23,2%	0,06	0,0%
Consolidato AEB	n.	582,27	100,0%	576,95	100,0%	5,32	0,9%

Personale - Inquadramento al 31 dicembre
		Esercizio 2017		Esercizio 2016		Delta 2017/2016
Dirigenti	n.	7	1,2%	7	1,2%	0	0,0%
Quadri	n.	34	5,6%	36	6,1%	-2	-5,6%
Impiegati	n.	233	38,4%	215	36,4%	18	8,4%
Operai	n.	332	54,8%	333	56,3%	-1	-0,3%
Consolidato AEB	n.	606	100,0%	591	100,0%	15	2,5%

Personale - Dipendenti al 31 dicembre
		Esercizio 2017		Esercizio 2016		Delta 2017/2016
AEB	n.	69	11,4%	49	8,3%	20	40,8%
Gelsia	n.	99	16,3%	106	17,9%	-7	-6,6%
Gelsia Ambiente	n.	306	50,5%	301	51,0%	5	1,7%
RetiPiù	n.	132	21,8%	135	22,8%	-3	-2,2%
Consolidato AEB	n.	606	100,0%	591	100,0%	15	2,5%

Il personale indicato comprende le risorse assunte attraverso contratti di somministrazione lavoro, pari comples- sivamente a 65 unità al 31 dicembre per un numero medio di 48,21 unità (rispettivamente 36 e 29,16 unità nel 2016). L’incremento di personale è dovuto sostanzialmente alle risorse impiegate presso il Centro Sportivo per attività di istruttore e assistente bagnante, precedentemente in forza attraverso un rapporto di collaborazione.

DATI PATRIMONIALI E FINANZIARI

Di seguiti si riportano i dati patrimoniali e finanziari.

Dati consolidati (Euro ‘000)	Esercizio 2017	Esercizio 2016	Delta 2017/2016	2017/2016 %
Partecipazioni e attività finanziarie	72	3.450	-3.378
Altro capitale immobilizzato	202.537	204.007	-1.470
Capitale circolante	38.071	33.627	4.444
Capitale investito netto	240.680	241.084	-404	-0,2%
Patrimonio netto	229.753	222.989	6.764	3,0%
PFN corrente	-13.335	-10.965	-2.370
PFN non corrente	24.262	29.060	-4.798
PFN totale	10.927	18.095	-7.168	-39,6%

Bilancio Consolidato 2017 45

G R U P P O

GLI INVESTIMENTI

Il Gruppo ha realizzato investimenti per 14.926 migliaia di Euro, di cui da RetiPiù Srl per 10.175 migliaia di euro; da Gelsia Srl per 1.780 migliaia di euro; da Gelsia Ambiente Srl per 2.664 migliaia di euro; da AEB S.p.A. per 307 migliaia di euro.

Investimenti (Euro ‘000)	2017	2016	2017/2016	2017/2016 %
Distribuzione e misura gas metano	8.111	6.895	1.216	16,3%
Distribuzione e misura energia elettrica	1.180	971	209	18,2%
Lampade votive	8	18	-10	-62,5%
Cogenerazione, tlr, produzione energia	1.314	1.229	85	12,5%
Igiene Ambientale	2.664	1.617	1.047	163,3%
Centro sportivo	29	133	-104	-150,7%
Farmacie	257	572	-315	-41,1%
Sedi, IT, beni comuni e diversi	1.363	1.555	-192	-12,9%
Totale investimenti	14.926	12.990	1.936	15,8%

SITUAZIONE PATRIMONIALE FINANZIARIA

Stato patrimoniale riclassificato	Esercizio 2017	%	Esercizio 2016	%	Delta 2017/2016	%
(Euro '000)
Immobili, impianti e macchinari	200.095	83,1	199.696	82,8	399
Avviamenti	4.109	1,7	4.109	1,7	0
Altre attività immateriali	19.862	8,3	21.325	8,8	-1.463
Partecipazioni e altre attività finanziarie	72	0,0	3.450	1,4	-3.378
Attività disponibili per la vendita	3.118	1,3	14	0,0	3.104
Altre attività/(passività) non correnti	-12.295	-5,1	-9.438	-3,9	-2.857
Attività/(passività) fiscali differite	9.607	4,0	7.636	3,2	1.971
Fondi per il personale	-4.112	-1,7	-4.327	-1,8	215
Altri fondi rischi	-17.847	-7,4	-15.008	-6,2	-2.839
Capitale immobilizzato	202.609	84,2	207.457	86,0	-4.848	-2,3
Rimanenze	4.340	1,8	3.294	1,4	1.046
Crediti commerciali	68.096	28,2	66.389	27,6	1.707
Debiti commerciali	-37.125	-15,4	-36.831	-15,3	-294
Crediti/(debiti) per imposte	679	0,3	584	0,2	95
Altre attività/(passività) correnti	2.082	0,9	191	0,1	1.891
Capitale circolante	38.072	15,8	33.627	14,0	4.445	13,2
CAPITALE INVESTITO NETTO	240.681	100,0	241.084	100,0	-403	-0,2
Capitale	84.192	35,0	84.192	34,9	0
Riserve e utili a nuovo	78.642	32,7	71.605	29,7	7.037
Utile d’esercizio	8.955	3,7	9.952	4,1	-997
Patrimonio netto del Gruppo	171.789	71,4	165.749	68,7	6.040	3,6
Capitale	55.033	22,9	53.763	22,3	1.270
Utile d’esercizio	2.932	1,2	3.477	1,4	-545
Patrimonio netto di terzi	57.965	24,1	57.240	23,7	725	1,3
Finanziamenti a medio e lungo termine	24.262	10,1	29.060	12,1	-4.798
Finanziamenti a breve termine	7.115	3,0	6.989	2,9	126
Attività finanziarie a breve	0	0,0	0	0,0	0
Disponibilità liquide	-20.450	-8,6	-17.954	-7,4	-2.496
Posizione finanziaria netta	10.927	4,5	18.095	7,6	-7.168	-39,6
FONTI DI FINANZIAMENTO	240.681	100,0	241.084	100,0	-403	-0,2

46 Bilancio Consolidato 2017

G R U P P O

Il capitale investito è stabile a circa 241 milioni di euro; questo è il risultato di un decremento nella componente immobilizzata (-4,8 milioni di euro, -2,3%), a fronte di un incremento nel capitale circolante per 4,4 milioni di euro (+13,2%).

La situazione patrimoniale del Gruppo è molto solida e vede un capitale netto investito finanziato per il 95,5% da capitale proprio (92,4% nel 2016) ed un indebitamento complessivo contenuto pari al 4,5% del capitale investito (7,6% nel 2016). Sul medio-lungo periodo il Gruppo ha in essere finanziamenti residui per 24,2 milioni euro. Considerando anche la posizione a breve (13,3 milioni di euro), la posizione finanziaria netta complessiva del Gruppo, già scesa da 31,2 milioni di euro a 18,1 milioni di euro nel corso del 2016, migliora ulteriormente scendendo a 10,9 milioni di euro a fine 2017.

POSIZIONE FINANZIARIA NETTA	Esercizio 2017	%	Esercizio 2016	%	Delta 2017/2016	%
(in migliaia di euro)
Denaro e altri valori in cassa	109		67		42
Depositi bancari e postali	20.341		17.887		2.454
Debiti verso banche a breve	-6.554		-6.271		-283
Debiti verso altri finanziatori a breve	-561		-718		157
PFN corrente	13.335	-122,0	10.965	-60,6	2.370	21,6
Debiti verso banche a medio lungo termine	-22.412		-26.803		4.391
Debiti verso altri a medio lungo termine	-1.850		-2.257		407
PFN non corrente	-24.262	222,0	-29.060	160,6	4.798	-16,5
PFN TOTALE	-10.927	100,0	-18.095	100,0	7.168	-39,6
PFN / Patrimonio netto	0,05		0,08		-0,03
PFN / Capitale investito netto	0,05		0,08		-0,03
PFN / Ebitda	0,29		0,49		-0,20

04.03 - SINTESI RELAZIONE DI GOVERNO E PERFORMANCE DEL GRUPPO

Il paragrafo di seguito riportato ha l’obiettivo di evidenziare le performance del Gruppo, nel contempo, pur rifer- endosi l’art.6 comma 2 del D.Lgs.175/2016 alle singole società a controllo pubblico, si è deciso di riportare in modo sintetico i programmi di valutazione del rischio di crisi aziendale riferiti all’intero Gruppo perché si ritiene di poter fornire ai Soci dati e informazioni utili per permettere valutazioni complessive sul gruppo stesso. Il pre- sente paragrafo tiene conto della suddetta relazione di Governo.

04.03.01 - CORPORATE GOVERNANCE

Si riportano di seguito le informazioni più rilevanti in tema di “corporate governance”.

1) Organizzazione della società

Le società del Gruppo dispongono di un sistema di governance “tradizionale”:

• Consiglio di Amministrazione incaricato di gestire la Società, che ha attribuito al Presidente la firma sociale e i rapporti istituzionali, al Direttore Generale i poteri operativi di ordinaria amministrazione e che valuta l’adeguatezza della struttura organizzativa, del sistema di controllo interno e del sistema amministra- tivo-contabile della Società;

• Collegio Sindacale chiamato a vigilare sull’osservanza della legge e dello statuto e sul rispetto dei principi di corretta amministrazione;

• Revisore legale per il controllo contabile e legale;

• Organismo di Vigilanza, dotato di autonomi poteri di iniziativa e di controllo, organo preposto a vigilare sul funzionamento e sull’osservanza del Modello ex X.Xxx 231/01 curandone altresì il costante aggiornamento;

• Responsabile della prevenzione della corruzione e Responsabile della trasparenza con compiti di controllo e presidio sull’osservanza delle misure del Piano di prevenzione della corruzione, trasparenza e integrità (il “Piano”) per garantire un adeguato livello di legalità, di trasparenza e sviluppo della cultura dell’integrità;

• Assemblea dei Soci a cui spettano le decisioni sui supremi atti di governo delle Società, secondo quanto previsto dalla legge e dallo statuto vigente. Il Gruppo è regolato da un accordo di direzione e coordinamento di Gruppo.

Bilancio Consolidato 2017 47

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2) Organi di gestione e controllo operativi nella Società

Si indicano di seguito le principali informazioni relative agli organi sociali.

2.1) Consiglio di Amministrazione Ruolo e funzioni

I Consigli di Amministrazione delle società del Gruppo sono investiti dei più ampi poteri per la gestione ordinaria e straordinaria della Società e possono compiere tutti gli atti che ritenga necessari o opportuni per il conseguimento dell’oggetto sociale, fatta esclusione soltanto per quelli tassativamente riservati dalla legge o dallo statuto all’assemblea dei Soci.

Nomina e durata in carica degli amministratori

Le società del gruppo attualmente sono amministrate da Consigli di Amministrazione che da delibere dei soci sono così composti tre membri in AEB S.p.A., in Gelsia Ambiente Srl e in RetiPiù Srl; 5 membri (di cui uno cooptato dal Consiglio di Amministrazione tra il personale della società) in Gelsia Srl. Gli statuti vigenti sono stati oggetto di modifica con Assemblea dei Soci nel 2017 per adeguare la composizione dei consigli al D.Lgs. 175/2016, che prevede, di norma, l’Amministratore Unico o un Consiglio di Amministrazione com- posto da 3 o 5 membri. Nei mesi di aprile - maggio le società controllate da AEB S.p.A. hanno convocato le Assemblee per recepire le modifiche richieste dalla Delibera n.1/2017 del Commissario Straordinario del Comune di Seregno. Su indicazione del Commissario straordinario del comune di Seregno e degli altri soci di minoranza, le Assemblee hanno rinviato l’argomento chiedendo ai Presidenti di ripresentarlo entro e non oltre il 31 ottobre 2018.

2.2) Collegio Sindacale

I collegi sindacali delle società del Gruppo sono composti da 3 membri effettivi e due supplenti ed hanno il compito di vigilare sulla gestione della Società e sulle decisioni assunte dal Consiglio di Amministrazione. Nei prossimi mesi, ad esclusione di AEB S.p.A., le modifiche statutarie richieste dalla Delibera n.1/2017 del Commissario Straordinario del Comune di Seregno, dovrebbero vedere la trasformazione dei collegi sindacali (con decorrenza dalla rinomina) in organo monocratico.

2.3) Revisore Legale

I Bilanci di esercizio delle Società e il Consolidato sono sottoposti a revisione legale da parte della società Bdo Italia SpA, che resterà in carica fino alla data dell’assemblea convocata per l’approvazione dei bilanci dell’esercizio chiuso al 31/12/2019.

2.4) Organismo di vigilanza

Gli Organismi di Vigilanza sono stati nominati dai Consigli di Amministrazione nel 2015 e rimarranno in carica fino a giugno 2018. Sono composti da quattro professionisti che si rapportano con gli altri organismi societari e con le strutture della Società, con indipedenza economica e piena autonomia nello svolgimento delle proprie verifiche.

2.5) Responsabile della prevenzione della corruzione e della trasparenza

I Consigli di Amministrazione hanno nominato quali Responsabili della prevenzione della corruzione e Responsabili della trasparenza i Direttori Generali, che hanno nominato dei Referenti, che collaborano nell’attività di controllo e presidio sull’osservanza delle misure del Piano di prevenzione della corruzione, trasparenza e integrità (il “Piano”) per garantire un adeguato livello di legalità, di trasparenza e sviluppo della cultura dell’integrità.

Ogni Responsabile della prevenzione della corruzione elabora il Piano e provvede al suo aggiornamento annuale, a verificarne l’attuazione e l’idoneità a prevenire i rischi di corruzione; coordina gli interventi e le azioni relative alla trasparenza e svolge attività di controllo sull’adempimento degli obblighi di pubblicazi- one, assicurando la completezza, la chiarezza e l’aggiornamento delle informazioni pubblicate.

Nei prossimi mesi le nomine potrebbero essere riviste in adempimenti agli obblighi di riorganizzazione e razionalizzazione previste dalla Delibera n.1/2017 del Commissario Straordinario del Comune di Seregno. 2.6) Organismo Indipendente di Valutazione

Le Nuove Linee Guida ANAC (“Nuove linee guida per l’attuazione della normativa in materia di prevenzione della corruzione e trasparenza da parte delle società e degli enti di diritto privato controllati e partecipati dalle pubbliche amministrazioni e degli enti pubblici economici”, di cui alla determinazione ANAC n. 1134 dell’8 novembre 2017, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale - Serie Generale n. 284 del 5 dicembre 2017) richiedono alle società in controllo pubblico di attribuire i compiti dell’Organismo Indipendente di Valutazi- one (OIV), proprio delle PA, ad un organo di controllo interno o, in alternativa, all’Organismo di Vigilanza ex X.Xxx. 231/01 (OdV). I compiti assegnati sono:

• attestazione degli obblighi di pubblicazione in materia di Trasparenza;

48 Bilancio Consolidato 2017

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• ricezione della relazione annuale del RPCT;

• ricezione delle segnalazioni aventi ad oggetto i casi di mancato o ritardato adempimento degli obblighi di pubblicazione da parte del RPCT;

• verifica la coerenza tra gli obiettivi assegnati, gli atti di programmazione strategico - gestionale e le misure adottate per la prevenzione della corruzione;

• potere di richiedere informazioni al RPCT ed effettuare audizioni di dipendenti.

I Consigli di Amministrazione, valutata la disponibilità degli Organismi di Vigilanza, hanno individuato negli Organismi di Vigilanza il soggetto cui attribuire i compiti dell’Organismo Indipendente di Valutazione a far data dal 01/02/2018.

04.03.02 - SISTEMI DI CONTROLLI

Si riportano di seguito le informazioni più rilevanti in tema di controlli sull’operatività delle società.

CONTROLLI OPERATIVI DELLA STRUTTURA

Il sistema di controllo interno delle società del Gruppo è costituito da un insieme organico di strutture organ- izzative, attività, procedure e regole finalizzate a prevenire/limitare (attraverso un adeguato processo di iden- tificazione, misurazione, gestione e monitoraggio dei principali rischi) le conseguenze di risultati inattesi ed a garantire (con un ragionevole grado di attendibilità) il raggiungimento degli obiettivi aziendali strategici, operativi (efficacia ed efficienza delle operazioni gestionali e salvaguardia del patrimonio aziendale), informativi (corretta e trasparente informativa interna ed esterna), di conformità a leggi e regolamenti applicabili alla società. Il sis- tema si articola attraverso:

Il “controllo primario di linea” affidato alle singole unità delle società e svolto sui propri processi. La responsabil- ità di tale controllo è demandata al management ed è parte integrante di ogni processo aziendale. Per esercitare il controllo primario di linea le società si sono dotate di una struttura organizzativa che suddivide funzioni e compiti operativi evidenziando le diverse responsabilità operative. Ogni Consiglio di Amministrazione ha, inoltre, definito responsabilità funzionali e rilasciato procure operative ai propri dipendenti per differenziare le responsa- bilità e disporre di un sistema di autorizzazioni multiplo e differenziato su tutte le attività aziendali. Le società del Gruppo trimestralmente presentano, con un documento unitario, a tutti i soci del Gruppo una situazione patrimoniale, finanziaria ed economica della gestione con indicazione degli eventi di rilievo del trimestre.

Il controllo di secondo livello è esercitato dal Collegio Sindacale, dal Revisore legale (con funzioni ben definite dal Codice Civile), dall’Organismo di Vigilanza di cui al D.Lgs.231/01, dal Responsabile della prevenzione della corruzione e trasparenza e dall’OIV. Il sistema di controllo è stato implementato, dal 2009, attraverso l’adozione di un Modello organizzativo interno volto alla prevenzione dei reati previsti dal D.Lgs. 231/01 (modello per la prevenzione dei reati con arricchimento della Società e/o reati ambientali) e di un Piano di prevenzione ai sensi della L. 190/2012 e del D.Lgs. 33/2013 (prevenzione della corruzione passiva e introduzione di sistemi di trasparenza). I due sistemi si integrano tramite:

• Il Modello organizzativo 231, che consiste in un sistema modulato sulle specifiche esigenze determinate dall’entrata in vigore del D.Lgs. 231/01, concernente la responsabilità amministrativa delle società per speci- fiche ipotesi di reati commessi da soggetti apicali o sottoposti. Il Modello Organizzativo si completa con la costituzione di un Organismo di Vigilanza, dotato di autonomi poteri di iniziativa e di controllo, organo preposto a vigilare sul funzionamento e sull’osservanza del Modello stesso curandone, altresì, il costante aggiornamento. L’Organismo di Vigilanza in carica è composto da quattro componenti, scelti all’interno dei Collegi Sindacali delle società del Gruppo. Le società, da anni, hanno adottato un Codice Etico di Gruppo, nel quale sono espressi i principi di deontologia aziendale che il Gruppo riconosce come propri e sui quali richiama l’osservanza da parte di amministratori, sindaci, dipendenti, consulenti e partner. Nel 2016 il codice etico è stato oggetto di aggiornamento, anche per poterlo adeguare alle nuove direttive definite dall’ANAC in tema di anticorruzione e trasparenza.

• Il Piano di prevenzione della corruzione, trasparenza e integrità, aggiornato nel 2018, sviluppato secondo le indicazioni contenute nella L. 190/2012 e nel D.Lgs. 33/2013, come modificato dal D.Lgs. 97/2016, nel Piano Nazionale Anticorruzione (PNA) e nei suoi aggiornamenti e nelle “Linee Guida” ANAC. I Piani descrivono le misure adottate e da adottare dalle società, di diritto privato in controllo pubblico, finalizzate alla prevenzione dei reati di corruzione; ciascuna misura identificata è stata adattata alle specifiche esigenze operative delle società ed è il risultato dell’analisi delle aree a rischio specifiche di ogni società, ossia delle attività che, per i servizi erogati dalle società, sono state valutate più esposte alla commissione dei reati associati al fenomeno della corruzione. I Piani, pur elaborati con la collaborazione di tutti i soggetti incaricati nelle diverse società

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per ridurre i costi di gestione, rappresentano, però, uno strumento concreto e specifico di ogni società per l’individuazione di idonee misure da realizzare all’interno delle singole organizzazioni e da vigilare quanto ad effettiva applicazione e quanto ad efficacia preventiva della corruzione.

• Il documento programmatico di sicurezza dei dati, che ha sostituito, su base volontaria, il precedente obbligo di redazione di un documento previsto dalla normativa sulla Privacy e che ha come obiettivo monitorare continuamente che siano garantite le “misure minime di sicurezza”, ovvero le misure organizzative e gli accorgimenti tecnici che le società del Gruppo devono adottare per garantire il livello minimo di sicurezza previsto in merito all’utilizzo dei dati personali e tutte le tutele per prevenire la loro distruzione, l’accesso abusivo e la dispersione.

04.03.03 - PROGRAMMA DI VALUTAZIONE E RISCHIO CRISI

I rischi del Gruppo sono strettamente legati al tipo di attività svolte dalle società appartenenti al Gruppo, oltre che a rischi più generali riguardanti il sistema ed il contesto normativo in cui le stesse operano. Di seguito si elencano in sintesi i maggiori rischi ed incertezze riguardanti il Gruppo e le attività poste in essere per la miti- gazione/eliminazione degli stessi.

1) Rischi connessi alle condizioni generali dell’economia

La congiuntura economica negativa è alle spalle, dopo anni di crisi il PIL nazionale è in crescita e i consumi, seppur lentamente, sono in ripresa. I dati più confortanti derivano sempre dalla produzione spinta soprattutto dalle esportazioni. L’occupazione è tornata a livelli pre-crisi, anche se si tratta soprattutto di contratti a tempo determinato. Per riprendere un cammino virtuoso duraturo l’Italia deve individuare delle modalità per superare il divario Nord - Sud che negli ultimi 10 anni si è notevolmente incrementato. Il vero problema italiano è il forte impatto delle imposte, che sta incidendo sulla capacità di spesa degli italiani e non permette la ripresa dei consumi, oltre alla contrapposizione tra due opposte esigenze: spingere sugli investimenti e sulle infrastrutture, per sviluppare l’economia, e contenere la spesa pubblica per ridurre il debito. Da diversi anni la nazione gode di un avanzo primario totalmente assorbito dagli interessi sul debito che anzi hanno determinato il progressivo incremento dello stesso.

La ripresa passa anche dalle riforme istituzionali, ormai indifferibili, necessarie per l’economia, ma la situazione politica non facilita questo percorso e la mancata attuazione delle stesse incide negativamente sulla fiducia degli investitori nei confronti del sistema paese.

2) Rischi connessi all’andamento della domanda

I rischi connessi alla domanda riguardano il Gruppo come insieme di attività gestite che spaziano da servizi pubblici regolati (distribuzione gas metano, trasporto elettrico, etcc.), ad attività affidate da enti locali (igiene ambientale, farmacie, illuminazione pubblica e votiva, centro sportivo) ad attività a libero mercato (vendita di gas metano ed energia elettrica, cogenerazione, micro cogenerazione, teleriscaldamento) seppur in qualche modo soggette a controllo di Autorità Indipendente, per finire con attività a libero mercato soggette solo a controlli normativi di settore (gestione calore, prodotti da banco venduti nelle farmacie), integrato nella più vasta realtà economica circostante. Per fronteggiare eventuali ulteriori cali di domanda il Gruppo:

• partecipa a raggruppamenti tra imprese per l’acquisto di materie prime a prezzi convenienti;

• lavora per aumentare il proprio raggio d’azione, anche tramite aggregazioni con altri operatori.

Da tutto ciò deriva un’esposizione a rischi di carattere normativo, tecnico, commerciale, economico e finanziario che, anche con il supporto di professionisti esterni, viene costantemente monitorata al fine di porre in essere tutte le azioni necessarie per prevenire e/o mitigare i rischi stessi.

3) Rischi strategici

Deregolamentazione e liberalizzazione impongono di affrontare con maggior decisione la pressione competitiva, cogliendo le occasioni di crescita aziendale esogena ed endogena che i nuovi scenari di mercato offrono. Da tutto ciò deriva un’esposizione a rischi di carattere normativo, tecnico, commerciale, economico e finanziario che la società, anche con il supporto di professionisti esterni, sta costantemente monitorando al fine di porre in essere tutte le azioni necessarie per prevenirli o per mitigarli il più possibile.

4) Rischi normativi

I rischi normativi riguardano il rispetto delle norme e dei regolamenti a livello nazionale, regionale e locale cui le società del Gruppo devono attenersi in relazione alle attività che svolge. L’eventuale violazione delle norme

50 Bilancio Consolidato 2017

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e dei regolamenti potrebbe comportare sanzioni penali, civili e/o amministrative nonché danni patrimoniali e/o economici. Inoltre, in relazione a specifiche fattispecie, che riguardano ad esempio la normativa a protezione della salute e sicurezza dei lavoratori e dell’ambiente, si possono manifestare rischi di sanzioni, anche rilevanti, a carico delle società in base alla responsabilità amministrativa delle persone giuridiche, secondo quanto previsto dal D.Lgs. n. 231/2001. Al fine di mitigare i rischi in oggetto, le società del Gruppo hanno adottato e mantengono costantemente aggiornato un Modello Organizzativo, ai sensi del D.Lgs. 231/2001, idoneo ad individuare e prevenire le condotte penalmente rilevanti poste in essere dalla società o dai soggetti preposti alla sua direzione e/o vigilanza; il regolare funzionamento dello stesso è costantemente monitorato dall’Organismo di Vigilanza. L’evoluzione dei settori di interesse sono oggetto di continuo monitoraggio da parte delle strutture legali e di quelle deputate ai rapporti con i soggetti pubblici a ciò deputati. In questo contesto normativo l’atteggiamento delle società è ispirato ai generali criteri di trasparenza e di apertura, volto a rafforzare il dialogo con le Autorità cui sono soggette. L’emanazione di disposizioni normative e regolamentari applicabili alle società e ai servizi offerti, ovvero modifiche alla normativa attualmente vigente nei settori in cui il Gruppo opera, potrebbe inoltre rendere necessaria l’adozione di nuovi assetti organizzativi.

5) Informazioni richieste art. 2428, comma 6-bis Codice civile

In relazione alle informazioni richieste dall’art. 2428, comma 6-bis, del Codice Civile in materia di gestione del rischio prezzo, rischio di credito, rischio di liquidità e al rischio di variazione dei flussi finanziari, si evidenzia quanto segue:

5.1) Rischi operativi e andamento dei prezzi delle materie prime

I rischi operativi sono connessi alle attività svolte direttamente dalle società ed hanno maggior rilevanza per le attività di vendita svolte dal Gruppo. Le società hanno sottoscritto con primarie compagnie di ass- icurazione idonei contratti a copertura dei rischi operativi. In particolare, Gelsia Srl per coprire eventuali rischi determinati dall’andamento dei prezzi delle materie prima stipula, ove possibile, contratti di acquisto che si basano su panieri identici o molto simili a quelli applicati ai clienti e pertanto il rischio prezzi è molto limitato.

5.2) Rischi di concentrazione del fatturato

Il Gruppo, visto complessivamente, non ha consistenti rischi di concentrazione del fatturato in quanto le attività gestite si rivolgono ad un numero cospicuo di clienti ed in alcuni casi determinano corrispettivi giornalieri corrisposti da una diffusa clientela.

5.3) Rischio cambi

Il Gruppo non è soggetto a rischio cambi perché non realizza operazioni in valuta diversa dalla moneta europea.

5.4) Rischio credito

Il Gruppo, servendo un numero consistente di clienti/operatori, ha un significativo rischio credito che copre con idonei fondi svalutazione crediti.

5.5) Rischio liquidità

Il Gruppo, visto complessivamente, da anni è in grado di autofinanziare i propri investimenti e dispone di una Posizione Finanziaria Netta di assoluto rilievo. La liquidità del Gruppo è gestita attraverso la procedura di cash-pooling con gli istituti di credito in carico alla Capogruppo.

04.03.04 - INDICATORI (art. 6 comma 2 del D.Lgs. 175/2016)

Di seguito vengono indicati diversi indicatori che permettono di evidenziare lo stato di salute del Gruppo. Si è deciso di individuare pochi indicatori chiave mirati alla massima semplicità, che vengono aggiunti agli indica- tori che normalmente sono parte integrante della relazione degli amministratori al bilancio. Nell’ultimo anno è proseguito il miglioramento della posizione patrimoniale e finanziaria del Gruppo; gli indici economici risultano in leggera diminuzione rispetto all’anno precedente, non avendo registrato nel 2017 ricavi non ricorrenti, pur rimanendo comunque ampiamente positivi. Gli indici sotto riportati evidenziano:

• una struttura finanziaria equilibrata, con l’evidenziazione della possibilità di far fronte alle passività correnti con le attività correnti, con un margine superiore al 94% (82% nel 2016);

• un attivo non corrente ampiamente finanziato da un passivo non corrente, proprio e di terzi, con una eccedenza di quest’ultimo di 51,4 milioni di Euro (44,6 milioni di Euro nel 2016);

• un basso livello di indebitamento: le fonti interne rappresentano il 95% delle fonti complessive di finanziamento (92% nel 2016), e il rapporto debito finanziario/equity in ulteriore miglioramento (da 0,16 del 2016 a 0,14 del 2017);

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• indici economici in leggero decremento: ROE netto al 5,2% (dato 2016: 6,0%), ROI operativo al 6,9% (8,3% nel 2016), ROS operativo al 7,7% (dato 2016: 9,1%);

Indici di reddito (Euro '000)		2017	2016	2015
Risultato lordo	Utile prima delle imposte	16.238	19.602	19.108
Risultato netto	Utile dedotte le imposte	11.887	13.429	12.132

• valore aggiunto generato dal singolo dipendente pari a 116,0 migliaia di Euro (dato 2016: 116,9 migliaia di Euro).


Indici operativi		2017	2016	2015
EBITDA (Euro ‘000)	Risultato prima degli ammortamenti, accantonamenti, finanza e fiscalità	37.242	37.131	36.846
ROE netto	Rapporto fra Risultato netto e Mezzi propri	5,2%	6,0%	5,9%
ROI operativo (RCI x ROS)	Rapporto fra Ebit e Capitale investito netto operativo	6,9%	8,3%	8,3%
ROS operativo	Rapporto fra Ebit e Ricavi	7,7%	9,1%	8,0%

Incidenza di durata crediti e debiti		2017	2016	2015
Giorni medi di incasso	360 / (Rapporto fra fatturato e crediti)	120	113	109
Giorni medi di pagamento	360 / (Rapporto fra acquisti e debiti)	80	78	73
Giorni CCN	Differenza tra giorni medi di incasso e pagamento	40	35	36

52 Bilancio Consolidato 2017

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04.03.05 - INDICATORI DI RISULTATO (art. 2428, comma 2 c.c.)

Finanziamento delle immobilizzazioni (Euro '000)		2017	2016	2015
Margine primario di struttura	Differenza fra Mezzi propri e Attivo non corrente	-13.299	-22.346	-34.564
Quoziente primario di struttura	Rapporto fra Mezzi propri e Attivo non corrente	0,95	0,91	0,86
Margine secondario di struttura	Differenza fra Mezzi propri + Passivo non corrente e Attivo non corrente	51.406	44.592	30.735
Quoziente secondario di struttura	Rapporto fra Mezzi propri + Passivo non corrente e Attivo non corrente	1,21	1,18	1,13

Di seguito presentiamo diversi indicatori finanziari, di solvibilità e di redditività:


Struttura dei finanziamenti		2017	2016	2015
Indebitamento complessivo	Rapporto fra Debito complessivo e Mezzi propri	0,52	0,54	0,62
Indebitamento finanziario	Rapporto fra Finanziamenti e Mezzi propri	0,14	0,16	0,19
Intensità dei finanziamenti	Rapporto fra Finanziamenti e Ricavi	0,15	0,17	0,16
Autonomia finanziaria	Rapporto fra Mezzi propri e Fonti totali	0,95	0,92	0,87
Copertura oneri finanziari	Rapporto fra Ebitda ed Oneri finanziari	69,15	67,26	51,51
Copertura finanziamenti	Rapporto fra Ebitda e Finanziamenti	1,19	1,03	0,95

Solvibilità (Euro '000)		2017	2016	2015
Margine di disponibilità	Differenza fra Attivo corrente e Passivo corrente	51.406	44.592	30.735
Quoziente di disponibilità	Rapporto fra Attivo corrente e Passivo corrente	1,94	1,82	1,50
Margine di tesoreria	Differenza fra Attivo corrente liquidabile e Passivo corrente	47.067	41.298	28.825
Quoziente di tesoreria	Rapporto fra Attivo corrente liquidabile e Passivo corrente	1,86	1,76	1,47

Indici di redditività		2017	2016	2015
Valore aggiunto/N. dipendenti fte (Euro '000)	Rapporto fra Valore aggiunto e N. medio dipendenti	116,0	116,9	115,9
XXX netto	Rapporto fra Risultato netto e Mezzi propri	5,2%	6,0%	5,9%
ROI operativo (NAT x ROS)	Rapporto fra Ebit e Capitale investito netto operativo	6,9%	8,3%	8,3%
NAT (Rapporto di rotazione capitale investito)	Rapporto fra Ricavi e Capitale investito netto operativo	0,88	0,92	1,04
ROS operativo	Rapporto fra Ebit e Ricavi	7,7%	9,1%	8,0%

04.03.06 - ULTERIORI INFORMAZIONI UTILI

Di seguito presentiamo diversi indicatori finanziari, di solvibilità e di redditività:

Ambiente

Segnaliamo che nel corso del 2017 non vi sono stati danni causati all’ambiente; né sanzioni o pene inflitte alle società del Gruppo per reati o danni ambientali.

Operazioni atipiche o inusuali

Il Gruppo nel corso dell’anno non ha realizzato operazioni atipiche o inusuali.

Attività di ricerca e sviluppo (art. 2428, comma 3, n. 1, c.c.)

Il Gruppo nel corso dell’esercizio non ha svolto attività di ricerca e sviluppo.

Uso di strumenti finanziari (art. 2428, comma 3 punto 6-bis, c.c.)

Per quanto riguarda le informazioni richieste dalla lettera a) del comma 3 punto 6-bis, si precisa che le Società del gruppo non hanno fatto ricorso a strumenti finanziari derivati.

Per quanto riguarda le informazioni richieste dalla lettera b) del comma 3 punto 6-bis, si rimanda a quanto in precedenza illustrato nelle informazioni relative ai rischi ed incertezze.

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0.5 EVOLUZIONE PREVEDIBILE DELLA GESTIONE (art. 2428, comma 3, n.5 e n.6, c.c.)

Il Gruppo sta indirizzando i propri sforzi per realizzare gli obiettivi del piano strategico ancora realizzabili. In particolare ha in corso la verifica per aggregare il settore farmacia con la società ASSP S.p.A., già socio del Gruppo, con l’obiettivo di costituire un polo in grado di attrarre le altre realtà pubbliche del territorio che gesti- scono farmacie.

Nel contempo, anche a seguito delle delibere straordinarie di razionalizzazione delle partecipate assunte dai Comuni soci, sta elaborando un nuovo piano strategico per il prossimo quinquennio che, partendo dalla riorga- nizzazione del Gruppo, definisca gli obiettivi di crescita per il prossimo futuro, le modalità per raggiungerli anche con riferimento alle necessità finanziarie per partecipare alle gare ATEM e per lo sviluppo degli altri settori e di nuove attività.

Alcuni passaggi riguardano direttamente i soci perché hanno come oggetto la razionalizzazione del Gruppo e delle partecipazioni dei soci tramite il conferimento di partecipazioni e, eventualmente, di asset alla capogruppo AEB S.p.A.. Partendo da questo punto basilare si potrà ricercare finanza per aggiudicarsi gare, rafforzare o entrare in nuovi settori e incrementare consistentemente fatturato, ebitda e capitalizzazione. I mezzi finanziari necessari potranno essere ricercati facendo capo sia al mercato regolato dei capitali (Borsa) sia facendo ricorso al credito.

La ricerca di aggregazioni/acquisizioni è una necessità reale in quanto i mercati ricercano una sempre maggiore concentrazione tramite acquisizioni territoriali e/o partnership e riguarda tutti i settori di interesse del Gruppo. Restare immobili, in controtendenza con quanto succede nel mercato, potrebbe mettere a rischio i piani di sviluppo futuri.

Analizzando nello specifico i settori gestiti dal Gruppo possiamo affermare che, oltre alla crescita per linee esterne, sarà importante anche la crescita per linee interne:

• Vendita gas metano ed energia elettrica: crescita tramite point aziendali con propri account, agenzie e procacciatori; web; allargamento del territorio di interesse a tutto il nord Italia; acquisizione di piccole so- cietà di vendita; accordi commerciali con soggetti terzi;

• Distribuzione gas metano: utilizzo di risorse finanziarie per le future gare ATEM e nel contempo ricerca di partner per condividere la partecipazione alle suddette gare;

• Trasporto energia elettrica: ottimizzazione della gestione in attesa di verifica del sistema di funzionamento delle future gare;

• Illuminazione pubblica: partecipazione alle future gare degli enti locali, proponendo anche finanza di progetto;

• Igiene ambientale: messa a regime dei rapporti con il nuovo partner privato e definizione di nuovi piani di sviluppo anche con lo studio, e l’eventuale realizzazione, di impianti di trattamento in grado di incrementare la differenziata valorizzandola economicamente;

• Farmacie: completamento del “Progetto farmacie” di ammodernamento di tutti i punti vendita, incremento dei servizi e degli orari di apertura; ricerca di partnership aggregative;

• Altri business units:

- centro sportivo: uscita entro il 2018

- lampade votive: progressiva uscita o cessioni a società partecipate e/o partecipanti il Gruppo;

- fibre ottiche: impegno per progetti legati agli impianti del Gruppo ed alle richieste degli enti locali; disponibilità a far utilizzare a titolo oneroso a società gestori.

Seregno, 22 maggio 2018

Per il Consiglio di Amministrazione

Il Direttore Generale Il Presidente

Xxxx. Xxxxx Xxxxxxxx Xxx. Xxxxxxxx Xxxxxxxx Xxxxxxxx Xxxxxxx

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Bilancio Consolidato 2017

P P O

G R

SITUAZIONE PATRIMONIALE FINANZIARIA

G R U P P O

0.5 SITUAZIONE PATRIMONIALE FINANZIARIA

ATTIVITÀ		31.12.2017	31.12.2016
Rif Nota	Attività non correnti
01	Immobili, impianti e macchinari	200.094.735	199.695.614
02	Avviamento e altre attività a vita non definita	4.108.629	4.108.629
03	Altre attività immateriali	19.862.011	21.324.729
04	Partecipazioni	71.800	3.450.349
05	Altre attività finanziarie non correnti	-	-
06	Altre attività non correnti	2.450.024	5.244.913
07	Imposte differite attive (Imposte anticipate)	13.346.981	11.497.218
08	Attività non correnti disponibili per la vendita	3.118.373	14.222
	Totale Attività non correnti	243.052.553	245.335.674

Rif Nota	Attività correnti
09	Rimanenze	4.339.563	3.294.309
10	Crediti commerciali	68.096.069	66.389.853
11	Crediti per imposte	2.199.518	2.954.235
12	Altre attività correnti	10.947.673	8.503.875
13	Altre attività finanziarie correnti	-	-
14	Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	20.449.587	17.953.873
	Totale Attività correnti	106.032.410	99.096.145
	Totale Attivo	349.084.963	344.431.819

Valori espressi in Euro

58 Bilancio Consolidato 2017

PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ		31.12.2017	31.12.2016
Rif Nota	Patrimonio netto
15	Patrimonio netto
	Capitale Sociale	84.192.200	84.192.200
	Riserve	78.642.327	71.605.148
	Utile (perdita) dell'esercizio	8.954.850	9.952.245
	Patrimonio netto di pertinenza del gruppo	171.789.377	165.749.593
	Capitale e riserve di terzi	55.032.650	53.762.891
	Utile (perdita) dell’esercizio di competenza di terzi	2.931.526	3.477.379
	Patrimonio netto di pertinenza di terzi	57.964.176	57.240.270
	Totale Patrimonio netto	229.753.553	222.989.863

Rif Nota	Passività non correnti
16	Finanziamenti	24.261.859	29.059.988
17	Altre passività non correnti	14.744.483	14.682.416
18	Fondi per benefici a dipendenti	4.111.960	4.327.198
19	Fondi per rischi ed oneri	17.847.169	15.007.534
20	Fondo Imposte differite passive	3.739.940	3.861.086
	Totale Passività non correnti	64.705.411	66.938.222

Rif Nota	Passività correnti
21	Finanziamenti	7.114.297	6.989.208
22	Debiti Commerciali	37.125.439	36.830.938
23	Debiti per imposte	1.520.209	2.370.554
24	Altri debiti	8.866.054	8.313.034
	Totale Passività correnti	54.625.999	54.503.734
	Totale Patrimonio netto e Passivo	349.084.963	344.431.819

G R U P P O

Valori espressi in Euro

Bilancio Consolidato 2017 59

60 Bilancio Consolidato 2017

P P O

G R

CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO

Bilancio Consolidato 2017 61

G R U P P O

62 Bilancio Consolidato 2017

G R U P P O

0.6 CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO

CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO		31.12.2017	31.12.2016
Rif Nota	Ricavi delle vendite
26	Ricavi delle vendite e delle prestazioni	204.986.003	211.135.763
26a	Variazione dei lavori in corso	-	-
27	Altri ricavi e proventi	6.907.542	7.078.435
	Totale Ricavi delle vendite	211.893.545	218.214.198

Rif Nota	Costi operativi
28	Acquisti	(85.749.241)	(91.001.456)
29	Variazione delle rimanenze	1.045.253	1.383.972
30	Servizi	(67.073.092)	(67.297.134)
31	Costi per il personale	(30.318.523)	(30.298.484)
32	Altri costi operativi	(2.410.568)	(2.232.592)
33	Costi per lavori interni capitalizzati	9.854.554	8.362.866
	Totale costi operativi	(174.651.617)	(181.082.828)
	Risultato operativo ante ammortamenti, svalutazioni e accantonamenti (EBITDA)	37.241.928	37.131.370

Rif Nota	Ammortamenti, svalutazioni, accantonamenti, plusvalenze/minusvalenze e ripristini/svalutazioni di valore di attività non correnti
34	Ammortamenti e svalutazioni	(15.015.522)	(14.098.415)
35	Accantonamenti	(5.866.315)	(5.532.850)
36	Ricavi e costi non ricorrenti	15.461	2.285.121
	Totale ammortamenti, svalutazioni, accantonamenti, plusvalenze/minusvalenze e ripristini/svalutazioni di valore di attività non correnti	(20.866.376)	(17.346.144)
	Risultato operativo (EBIT)	16.375.552	19.785.226

Rif Nota	Gestione finanziaria
37	Proventi da partecipazioni	246.464	206.552
38	Proventi finanziari	153.942	162.988
39	Oneri finanziari	(538.593)	(552.045)
40	Proventi e oneri netti su strumenti finanziari e differenze di cambio	-	-
	Totale gestione finanziaria	(138.187)	(182.505)
41	Rettifica di valore di partecipazioni e attività finanziarie	-	-
	Risultato ante imposte	16.237.365	19.602.721
42	Imposte	(4.350.989)	(6.173.097)
	Adeguamento fiscalità differita	-	-
	Utile (perdita) dell’esercizio	11.886.376	13.429.624
	Risultato di pertinenza di terzi	2.931.526	3.477.379
	Risultato di pertinenza del gruppo	8.954.850	9.952.245
43	Componenti del conto economico complessivo	-	-
	Utile (perdita) complessivo dell’esercizio	11.886.376	13.429.624

Valori espressi in Euro

Bilancio Consolidato 2017 63

64 Bilancio Consolidato 2017

P P O

G R

RENDICONTO FINANZIARIO

Bilancio Consolidato 2017 65

G R U P P O

0.7 RENDICONTO FINANZIARIO

RENDICONTO FINANZIARIO	31.12.2017	31.12.2016
A. Flussi finanziari derivanti dalla gestione reddituale (metodo indiretto)
Utile (perdita) dell’esercizio	11.886.376	13.429.624
Imposte sul reddito	4.350.989	6.173.097
Interessi passivi/(interessi attivi)	384.651	389.057
(Dividendi)	(246.464)	(206.552)
(Plusvalenze)/minusvalenze derivanti dalla cessione di attività	397.344	(233.288)
1. Utile/(perdita) dell’esercizio prima delle imposte sul reddito, interessi, dividendi e plusvalenze e minusvalenze da cessione	16.772.896	19.551.938
Rettifiche per elementi non monetari che non hanno avuto contropartita nel capitale circolante netto
Accantonamenti ai fondi rischi e oneri	4.803.115	4.165.100
Ammortamento delle immobilizzazioni	15.015.522	14.098.415
Altre rettifiche per elementi non monetari	(1.612.518)	637.740
Totale rettifiche per elementi non monetari	18.206.119	18.901.255
2. Flusso finanziario prima delle variazioni del CCN	34.979.015	38.453.193
Variazioni del capitale circolante netto
Decremento/(incremento) delle rimanenze	(1.045.254)	(1.384.072)
Decremento/(incremento) dei crediti commerciali	(1.706.215)	4.592.954
Incremento/(decremento) dei debiti commerciali	294.501	(2.188.641)
Altre variazioni del capitale circolante netto	(104.304)	(571.441)
Totale variazioni del capitale circolante netto	(2.561.272)	448.800
3. Flusso finanziario dopo le variazioni del CCN	32.417.743	38.901.993
Altre rettifiche
Interessi incassati/(pagati)	(313.672)	(328.713)
Imposte sul reddito (pagate)/incassate	(6.141.235)	(7.301.283)
Dividendi incassati	200.000	120.000
(Utilizzo dei fondi)	(1.963.480)	(2.119.205)
Totale altre rettifiche	(8.218.387)	(9.629.201)
Flusso finanziario della gestione reddituale (A)	24.199.356	29.272.792
B. Flussi finanziari derivanti dall’attività di investimento
Variazione Immobilizzazioni materiali
(Investimenti)	(13.258.449)	(10.408.768)
Prezzo di realizzo disinvestimenti	1.700	1.760.135
Variazione Immobilizzazioni immateriali
(Investimenti)	(1.654.194)	(2.582.081)
Prezzo di realizzo disinvestimenti	-	1.648
Variazione Partecipazioni
(Investimenti)		-
Prezzo di realizzo disinvestimenti		-
Altre attività e passività non correnti	2.856.956	(344.023)
Flusso finanziario dell’attività di investimento (B)	(12.053.987)	(11.573.089)

Valori espressi in Euro

66 Bilancio Consolidato 2017

RENDICONTO FINANZIARIO	31.12.2017	31.12.2016
C. Flussi finanziari derivanti dall’attività di finanziamento
Mezzi di terzi
Incremento/(decremento) debiti verso banche	-	(4.021.281)
Accensione finanziamenti verso banche		5.042.573
(Rimborso) finanziamenti verso banche	(4.108.238)	(3.317.217)
Accensione / (rimborso) finanziamenti verso altri	(564.802)	(626.927)
Mezzi propri
Altre variazione del patrimonio netto		-
Pagamento dividendi	(4.976.615)	(4.509.261)
Flusso finanziario dell’attività di finanziamento (C)	(9.649.655)	(7.432.113)
D. Flussi finanziari derivanti da operazioni straordinarie di conferimento
Operazione straodinaria di conferimento in RetiPiù
Impianti di distribuzione gas		(8.880.592)
Crediti		(235.430)
Mutui vs. banche		85.654
Aumento di capitale		4.974.807
Aumento riserva sovrapprezzo azioni		4.055.561
Flusso finanziario dell'attività di conferimento (D)	-	-
Incremento (decremento) delle disponibilità liquide (A +/(-) B +/(-) C)	2.495.714	10.267.590
Disponibilità liquide alla fine dell'esercizio	20.449.587	17.953.873
di cui denaro e valori in cassa	108.655	66.979
di cui depositi bancari e postali	20.340.932	17.886.894
Disponibilità liquide all’inizio dell’esercizio	17.953.873	7.686.283
di cui denaro e valori in cassa	66.979	68.829
di cui depositi bancari e postali	17.886.894	7.617.454

G R U P P O

Valori espressi in Euro

Il “Flusso finanziario dell’attività di finanziamento” è generato esclusivamente da flussi di cassa derivanti dalla gestione ordinaria.

Bilancio Consolidato 2017 67

68 Bilancio Consolidato 2017

P P O

G R

PROSPETTO DELLE

VARIAZIONI DEL PATRIMONIO NETTO

Bilancio Consolidato 2017 69

G R U P P O

0.8 PROSPETTI E VARIAZIONI DEL PATRIMONIO NETTO

70 Bilancio Consolidato 2017

Capitale sociale

Riserva da sovrap- prezzo

Riserva legale

Riserve statutarie

Riserve IFRS/IAS

Altre riserve

Utili (perdite) portati

a nuovo

Utile (perdita) del periodo

Totale PN del Gruppo

Capitale e riserve di terzi

Utile (perdita) del periodo

di terzi

Totale PN

Patrimonio Netto al 31.12.2014

82.412.000

15.627.354

12.010.801

7.137.074

1.755.977

21.667.155

10.352.990

3.404.929

154.368.280

46.118.789

2.534.655

203.021.724

Destinazione risultato esercizio precedente

309.290

927.868

2.826.973

(2.780.845)

(3.404.929)

(2.121.643)

1.300.113

(2.534.655)

(3.356.185)

Aumento capitale sociale

1.780.200

1.620.310

3.400.510

(3.617.912)

(217.402)

Acquisto - vendita azioni propri

(172.960)

6.478

2.318

(164.164)

Distribuzione ulteriori dividendi

(1.326.072)

(4.602.611)

(5.928.683)

Altri movimenti

522.597

(571.099)

(48.502)

Risultato dell'esercizio

9.027.858

3.104.182

12.132.040

Patrimonio Netto al 31.12.2015

84.192.200

17.074.704

12.320.091

8.064.942

1.755.977

23.174.534

3.494.449

9.027.858

159.104.755

43.229.891

3.104.182

205.438.828

Destinazione risultato esercizio precedente

247.558

742.674

1.839.271

4.076.711

(9.027.858)

(2.121.644)

1.644.173

(3.104.182)

(3.581.653)

Aumento capitale sociale

9.030.369

Dividendo azioni proprie

3.774

Distribuzione ulteriori dividendi

(1.331.079)

Altri movimenti

141.542

(141.542)

Risultato dell'esercizio

9.952.245

3.477.379

13.429.624

Patrimonio Netto al 31.12.2016

84.192.200

17.074.704

12.567.649

8.807.616

1.755.977

23.686.500

7.712.702

9.952.245

165.749.593

53.762.891

3.477.379

222.989.863

Destinazione risultato esercizio precedente

216.098

648.292

5.586.301

(9.952.245)

(3.501.554)

1.735.677

(3.477.379)

(5.243.256)

Dividendo azioni proprie

3.826

Distribuzione ulteriori dividendi

Altri movimenti

582.662

(465.918)

116.744

Risultato dell'esercizio

8.954.850

2.931.526

11.886.376

Patrimonio Netto al 31.12.2017

84.192.200

17.074.704

12.783.747

9.455.908

1.755.977

23.686.500

13.885.491

8.954.850

171.789.377

55.032.650

2.931.526

229.753.553

G R U P P O

Valori espressi in Euro

Bilancio Consolidato 2017 71

72 Bilancio Consolidato 2017

P P O

G R

NOTE ESPLICATIVE

Bilancio Consolidato 2017 73

G R U P P O

1 - INFORMAZIONI SOCIETARIE

AEB S.p.A., è la Società Capogruppo del Gruppo AEB-Gelsia, è totalmente partecipata da enti pubblici e control- lata dal Comune di Seregno.

Il Gruppo AEB svolge la propria attività nel settore dei servizi di pubblica utilità ed in particolare nella vendita e distribuzione gas metano; nella distribuzione energia elettrica; nella vendita energia elettrica per il mercato vincolato e per il mercato libero; nella produzione energia elettrica; nella gestione calore, cogenerazione e teleriscaldamento; nella gestione di servizi di igiene urbana; gestisce inoltre un centro sportivo, sette farmacie, illuminazione pubblica e votiva, fibra ottica e impianti di videosorveglianza.

Il bilancio consolidato del Gruppo AEB al 31.12.2017 evidenzia un utile netto di euro 11.886.376, di cui euro 8.954.850 di pertinenza del Gruppo ed euro 2.931.526 di pertinenza di terzi, ed un patrimonio netto di euro 229.753.553, di cui euro 171.789.377 di pertinenza del Gruppo ed euro 57.964.176 di pertinenza di terzi.

2 - APPARTENENZA AD UN GRUPPO

La Capogruppo detiene partecipazioni di controllo in Gelsia Srl e RetiPiù Srl; inoltre controlla indirettamente Gelsia Ambiente Srl e pertanto ha redatto il bilancio consolidato, che rappresenta un’adeguata informativa complementare sulla situazione patrimoniale, finanziaria ed economica della società e delle sue controllate.

AEB S.p.A., a partire dall’esercizio chiuso al 31.12.2013, ha esercitato la facoltà, unitamente alle sue controllate, ai sensi del D.Lgs. 28 febbraio 2005, n. 38, di redigere il bilancio consolidato e di esercizio in conformità ai principi contabili internazionali.

Il Gruppo al 31.12.2017 era composto da quattro società:

• AEB S.p.A. (Holding), Capogruppo, che detiene le partecipazioni di maggioranza assoluta in Gelsia Srl e in RetiPiù Srl e partecipazioni in altre società operative nei servizi pubblici. La stessa gestisce sette farmacie, un centro sportivo, il servizio lampade votive, alcuni servizi di telecomunicazioni e detiene la proprietà di reti e impianti idrici del Comune di Seregno e altri comuni limitrofi.

• Gelsia Srl, controllata al 77,111% da AEB S.p.A. ed operativa nella vendita di energia elettrica e gas metano, cogenerazione e teleriscaldamento, servizio energia; offre ad AEB S.p.A. e Gelsia Ambiente Srl servizi amministrativi, logistici e tecnici;

• Gelsia Ambiente Srl, società di scopo costituita alla fine dell’esercizio 2003 ed operativa nella gestione dell’igiene ambientale detenuta interamente da Gelsia Srl;

• RetiPiù Srl, società di scopo costituita alla fine dell’esercizio 2003 ed operativa, dal 16 Febbraio 2004, nella distribuzione di gas metano ed energia elettrica, detenuta per il 19,023% da Gelsia Srl, per il 58,862% da AEB S.p.A. e per il residuo da altri soci.

Il Gruppo, per il tramite di Gelsia S.r.l., detiene una partecipazione di collegamento, pari al 25% del Capitale, della società Commerciale Gas & Luce Srl, acquistata nel 2013 in prospettiva strategica, sia per operare nella provincia di Varese che per poter condividere progetti di partnership con altri soci. Il socio di maggioranza di AEB SpA, ai sensi dell’articolo 24 del decreto legislativo 19 agosto 2016, n. 175, ha provveduto il 27.10.2017 alla ricognizione delle partecipazioni detenute alla data del 23 settembre 2016 e a formulare apposito documento di indirizzo. Gli indirizzi comunicati dal socio di maggioranza alla capogruppo AEB prevedono l’alienazione della partecipazione in Commerciale Gas e Xxxx Xxx. La partecipazione è stata riclassificata tra le attività disponibili per la vendita (non correnti) ed iscritta al minore tra il valore contabile ed il fair value, al netto di eventuali costi di vendita.

La società disponeva, al 30.09.2017, di un capitale sociale interamente versato di Euro 2.750.000 e un patrimonio netto, escluso l’utile dell’esercizio, di Euro 3.667.558 detenuto, a tale data, per il 25% cadauno da Gelsia Srl, Acel Service Srl, Agesp Energia Srl, Canarbino Srl. La società si occupa di vendita gas metano ed il bilancio chiuso al 30.09.2017 evidenziava un utile netto di Euro 1.014.963. La società detiene il 21,29% del capitale di Energy Trade S.p.A., società costituita unitamente ad altri operatori del settore per esercitare l’attività di shipping e provvedere all’approvvigionamento sul mercato nazionale e internazionale del gas metano.

Oltre alle società sopra indicate il Gruppo detiene partecipazioni al 31.12.2017 nelle seguenti società:

• Brianzacque Srl: la quota detenuta al 31.12.2017 da Gelsia Srl pari allo 0,0017%, evidenziata nelle attività non correnti disponibili per la vendita, è stata assegnato nel mese di aprile 2018. La partecipazione è stata acquisita nel corso del 2015 quale assegnazione di dividendo in natura da parte di RetiPiù Srl. L’operazione, deliberata dai soci di Brianzacque Srl per riorganizzarne l’assetto societario, stabiliva la retrocessione dalle

74 Bilancio Consolidato 2017

G R U P P O

società socie ai comuni delle quote societarie detenute.

• Sinergie Italiane in liquidazione Srl: la quota detenuta da AEB SpA al 31.12.2017 è pari al 7,182%. Nel mese di dicembre 2017 l’Assemblea ha approvato il bilancio intermedio di liquidazione periodo 00.00.0000

- 00.00.0000 con un utile netto di 1,6 milioni di Euro. Nel bilancio intermedio citato i liquidatori hanno confermato le rettifiche di liquidazione per 32,8 milioni di Euro. Si tratta di rettifiche rilevate in contropartita della svalutazione di immobilizzazioni immateriali già iscritte nei conti della società e dello stanziamento del Fondo per costi e oneri della liquidazione. Il bilancio di liquidazione evidenzia la riduzione dei rischi e delle attività della società; la società ha in essere esclusivamente il contratto con Gazprom Export LLC di acquisto del gas metano che attualmente rivende alle commercial companies dei soci e delle quote TAG per il trasporto del gas metano attraverso l’Austria. Come gran parte degli operatori del settore che stanno gestendo con i propri fornitori contratti a lungo termine (cosiddetti take or pay), anche i liquidatori di SINIT Srl hanno rinegoziato il contratto di acquisto a far data dal 01.10.2015.

3 - DICHIARAZIONE DI CONFORMITÀ E CRITERI DI REDAZIONE

Il bilancio consolidato, chiuso al 31 dicembre 2017, è stato redatto in conformità ai principi contabili internazio- nali (“IFRS/IAS”) emanati dall’International Accounting Standards Board (“IASB”) e adottati dall’Unione Europea, incluse tutte le interpretazioni dell’International Financial Reporting Interpretations Committee (“IFRIC”).

Il bilancio, redatto in unità di euro e comparato con il bilancio consolidato dell’esercizio precedente redatto in omogeneità di criteri, è costituito dalla situazione patrimoniale-finanziaria, dal conto economico complessivo, dal prospetto delle variazioni del patrimonio netto, dal rendiconto finanziario e dalle presenti note esplicative redatte in migliaia di euro.

4 - APPLICAZIONE DEI PRINCIPI CONTABILI INTERNAZIONALI

Principio generale

AEB S.p.A. ha optato per l’adozione dei principi contabili IFRS/IAS a partire dalla redazione del bilancio consoli- dato dell’esercizio chiuso al 31 dicembre 2013, come consentito dal D.Lgs. n. 38 del 28 febbraio 2005. La data di transizione ai principi contabili internazionali IFRS/IAS è il 1° gennaio 2012.

Schemi di bilancio

La Società ha adottato i seguenti schemi di bilancio:

• prospetto della situazione Patrimoniale Finanziaria che espone separatamente le attività correnti e non correnti, il Patrimonio Netto e le Passività Correnti e non Correnti;

• prospetto di Conto Economico Complessivo che espone i costi ed i ricavi usando una classificazione basata

sulla natura degli stessi;

• Rendiconto Finanziario che presenta i flussi finanziari derivanti dall’attività operativa utilizzando il metodo indiretto;

• prospetto delle variazioni del Patrimonio Netto.

L’adozione di tali schemi permette la rappresentazione più significativa della situazione patrimoniale, economica e finanziaria del Gruppo.

Bilancio Consolidato 2017 75

G R U P P O

AREA E METODI DI CONSOLIDAMENTO

Il bilancio consolidato trae origine dal bilancio d’esercizio di AEB S.p.A. (Holding) e delle Società nelle quali de- tiene direttamente o indirettamente la quota di controllo del capitale. Ai sensi dell’art. 38, 2° comma, del D.Lgs. 127/91, di seguito, l’elenco delle imprese incluse nel consolidamento con il metodo integrale che non sono variate rispetto all’esercizio precedente:

Quota posseduta al 31.12.2017

dall’Azionista

dal Gruppo

Ragione sociale e sede

società

% di consolidamento

Società Capogruppo (Holding):

- AEB SpA - Capitale Sociale euro 84.192.200 Sede: Xxx Xxxxxxxx, 00 - Xxxxxxx (XX)

Controllate dirette:

- Gelsia Srl - Capitale Sociale euro 20.345.267 Sede: Xxx Xxxxxxxx, 00 - Xxxxxxx (XX)

77,111

AEB SpA

77,111

- RetiPiù Srl - Capitale Sociale euro 77.575.801 Sede: Xxx Xxxxxxxx, 00 - Xxxxxxx (XX)

58,862

19,023

AEB SpA

Gelsia Srl

58,862

14,670

Controllate indirette:

- Gelsia Ambiente Srl - Capitale Sociale euro 3.269.854 Sede: Xxx Xxxxxxxxxx, 00/X - Xxxxx (XX)

100,000

Gelsia Srl

77,111

Come precedentemente segnalato, la partecipazione nella società collegata Commerciale Gas & Luce Srl, ac- quisita nel 2013, è stata iscritta al minore tra il valore contabile ed il fair value. Le partecipazioni nelle altre imprese sono valutate al costo.

5 - CRITERI DI CONSOLIDAMENTO

I principali criteri di consolidamento adottati sono i seguenti:

• gli elementi dell’attivo e del passivo, i ricavi e i costi delle imprese incluse nel consolidamento sono stati ripresi secondo il metodo dell’integrazione globale;

• il valore contabile delle partecipazioni in Società consolidate viene eliminato contro la corrispondente frazione di patrimonio netto;

• le quote di Patrimonio Netto di competenza di azionisti terzi sono iscritte nell’apposita voce della Situazione Patrimoniale Finanziaria. Nel Conto Economico Complessivo viene evidenziata separatamente la quota di risultato di competenza di terzi;

• le differenze fra il valore della partecipazione e il Patrimonio netto delle società consolidate, determinate con riferimento ai valori contabili esistenti alla data di acquisizione e/o alla data in cui l’impresa è stata consolidata per la prima volta, sono state iscritte, se negative nella voce del Patrimonio Netto denominata “Riserva da consolidamento”; se positive sono state iscritte nella voce dell’attivo denominata “Avviamento”. Le differenze determinatesi nei periodi successivi, a seguito dei risultati e delle altre variazioni di Patrimonio Netto delle partecipate, verificatesi successivamente alle predette date, sono state rilevate rispettivamente nella voce “Utili/(Perdite) consolidati portati a nuovo” o nella corrispondente voce del Patrimonio Netto consolidato;

• i rapporti patrimoniali ed economici tra le Società incluse nell’area di consolidamento sono eliminati. Gli utili e le perdite di ammontare significativo emergenti da operazioni tra Società consolidate, che non siano realizzati con operazioni con terzi, sono eliminati tenendo conto, ove necessario, delle imposte differite.

6 - PRINCIPI CONTABILI E CRITERI DI VALUTAZIONE ADOTTATI

Nel seguito vengono indicati i principi contabili adottati per la redazione del presente bilancio consolidato che sono i medesimi impiegati per la predisposizione del bilancio consolidato chiuso al 31 dicembre 2017, fatta eccezione per l’adozione dal 1° gennaio 2017 degli emendamenti ed interpretazioni di seguito elencati, che peraltro non hanno avuto effetti significativi sul presente bilancio consolidato.

76 Bilancio Consolidato 2017

G R U P P O

Xxxxxxxx, emendamenti ed interpretazioni applicabili dal 1° gennaio 2017

I seguenti principi contabili, emendamenti e interpretazioni IFRS sono stati applicati per la prima volta dalla Gruppo a partire dal 1° gennaio 2017:

Modifiche allo IAS 7 - Informativa (Regolamento 2017/1990)

Documento emesso dallo IASB in data 29 gennaio 2016, richiede di fornire informazioni sulle variazioni delle passività finanziarie, al fine di consentire agli utilizzatori del bilancio di comprendere le variazioni delle passività derivanti da operazioni di finanziamento rendendo immediata la riconciliazione tra l’indebitamento all’inizio e alla fine dell’esercizio. Tali modifiche, pubblicate dallo IASB nel mese di gennaio 2016 sono applicabili a partire dal 1° gennaio 2017.

Modifiche allo IAS 12 - Iscrizione attività fiscali differite per perdite non realizzate (Regolamento 2017/1989)

Documento emesso dallo IASB in data 19 gennaio 2017 in merito alla contabilizzazione di un’attività fiscale differita relativa a una passività finanziaria valutata al fair value. Il documento mira a chiarire come contabilizzare le attività fiscali differite relative a strumenti di debito misurati al fair value. Le modifiche si applicano a partire dal 1° gennaio 2017.

Modifiche all’IFRS 12 - Informativa sulle partecipazioni in altre entità (Regolamento 2018/182)

Documento emesso dallo IASB in data 8 dicembre 2016 ed approvato dalla Commissione Europea in data 8 febbraio 2018 con Regolamento 2018/182. Tale documento, tra le altre, apporta modifiche all’IFRS 12 Informativa sulle partecipazioni in altre entità. Quando la partecipazione dell’entità in una controllata, joint venture o società collegata (o una parte della partecipazione in una joint venture o società collegata) è classificata come posseduta per la vendita (o inclusa in un gruppo in dismissione che è classificato come posseduto per la vendita) secondo quanto stabilito dall’IFRS 5, l’entità non è tenuta ad esporre in bilancio il riepilogo dei dati economico-finanziari per tale controllata, joint venture o società collegata. Le società devono applicare tali modifiche a partire dalla data di inizio del loro primo esercizio finanziario che cominci il 1° gennaio 2017 o successivamente.

L’adozione di tali modifiche ed emendamenti ai principi contabili internazionali non hanno comportato effetti significativi sul bilancio consolidato.

Principi, emendamenti e interpretazioni omologati dall’Unione Europea, non ancora obbligatoriamente applicabili e non adottati in via anticipata dal Gruppo al 31 dicembre 2017

Per gli esercizi successivi risulteranno applicabili obbligatoriamente i seguenti principi contabili e modifiche di principi contabili, avendo già concluso il processo di endorsement comunitario:

IFRS 9 - Strumenti finanziari

Principio pubblicato dallo IASB nella sua versione finale in data 24 luglio 2014 al termine di un processo pluriennale volto alla sostituzione dell’attuale IAS 39, e la cui applicazione è fissata al 1° gennaio 2018.

IFRS 15 - Ricavi da contratti con clienti

Principio pubblicato dallo IASB in data 28 maggio 2014 che sostituirà lo IAS 18 - Ricavi, lo IAS 11 - Lavori su ordinazione, le interpretazioni Sic 31, IFRIC 13 e IFRIC 15, la cui applicazione è fissata al 1° gennaio 2018.

IFRS 16 - Leases

Principio pubblicato dallo IASB in data 13 gennaio 2016, destinato a sostituire il principio IAS 17 “Leasing”, nonché le interpretazioni IFRIC 4, SIC 15 e SIC 27, la cui applicazione è fissata al 1° gennaio 2019.

Modifiche all’IFRS 2 - Pagamenti basati su azioni (Regolamento 2018/289)

Documento emesso dallo IASB in data 20 giugno 2016. Le modifiche apportate all’IFRS 2 - Pagamento basato su azioni mirano a chiarire come le imprese debbano applicare il principio in taluni casi specifici. Le società applicano le modifiche, al più tardi, a partire dalla data di inizio del loro primo esercizio finanziario che cominci il 1° gennaio 2018 o successivamente.

Bilancio Consolidato 2017 77

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